JP6469021B2 - Electricity supply and demand control device - Google Patents
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Description
本発明は、複数の発電設備で構成され、外部電力系統に電力の授受が可能となるように接続される分散型電力系統における複数の発電設備のための電力需給制御装置に関する。 The present invention relates to a power supply and demand control device for a plurality of power generation facilities in a distributed power system that is configured by a plurality of power generation facilities and is connected so as to be able to transfer power to an external power system.
近年、例えば、蒸気タービン、ガスタービン、ガスエンジン、ディーゼルエンジン等の原動機を用いた発電設備を複数接続した分散型発電システムが研究されている。このような分散型発電システムは、商用電力系統等の外部電力系統が脆弱であり、当該外部電力系統からの受電電力が制限されるまたは安定しない地域、例えば、新興国および離島等、における利用が期待されている。 In recent years, for example, distributed power generation systems in which a plurality of power generation facilities using a prime mover such as a steam turbine, a gas turbine, a gas engine, and a diesel engine are connected have been studied. Such a distributed power generation system has a weak external power system such as a commercial power system, and is not used in regions where the received power from the external power system is limited or unstable, such as emerging countries and remote islands. Expected.
このような地域に分散型発電システムを設置する場合には、特に、外部電力系統の電力供給能力や送電線容量を超過しないように、複数の発電設備の発電量を迅速に調整して外部電力系統に接続された所定の受電点における電力(受電電力)を一定にすることが要求される。外部電力系統から分散型電力系統への受電電力が外部電力系統の電力供給能力や送電線容量を超過してしまうと、系統全体の電源品質の低下や停電が発生してしまうおそれがあるからである。 When installing a decentralized power generation system in such an area, in particular, adjust the power generation amount of multiple power generation facilities quickly so as not to exceed the power supply capacity and transmission line capacity of the external power system. It is required to keep the power (received power) at a predetermined power receiving point connected to the grid constant. If the power received from the external power system to the distributed power system exceeds the power supply capacity or transmission line capacity of the external power system, the power quality of the entire system may be degraded or a power failure may occur. is there.
このような受電電力の調整を行い得る構成として、例えば特許文献1のような構成が提案されている。
As a configuration that can adjust the received power, for example, a configuration as in
特許文献1の構成においては、負荷の変動等に基づく受電電力の過渡的な変化に対して、応答が遅れがちな原動機発電機の追従能力をカバーするためにキャパシタなどの蓄電設備に蓄えられた電力を一時的に利用することで電力変動を補償している。
In the configuration of
しかし、特許文献1の構成では1つの原動機発電機に対しての電力補償については記載されているものの複数の原動機発電機間でどのように発電電力を分担するかについては記載されていない。
However, although the configuration of
さらに、上記のような従来の構成では、より応答特性の良い原動機発電機を電力補償に利用することができない。すなわち、電力補償を行う発電設備への定常状態での出力指令はゼロに収束するため、定常状態の負荷を分担しない電力貯蔵装置しか利用できない。 Furthermore, with the conventional configuration as described above, a prime mover generator with better response characteristics cannot be used for power compensation. That is, since the output command in the steady state to the power generation facility that performs power compensation converges to zero, only the power storage device that does not share the load in the steady state can be used.
また、上記のような構成では、発電システムに接続される負荷の需要電力を別途計測する必要があるが、発電システムが工業団地等の広範囲な地域に適用される場合、需要家(負荷)と発電設備とが互いに混在した状態で方々に配置される。このため、負荷の需要電力を計測する構成を多く設置する必要があり、構成が複雑になる。特に、新興国等のように、発電システムの設置後、工場等の負荷が増えていく場合等において、いちいち負荷の需要電力を計測する構成を追加する必要が生じ、煩雑である。 In the configuration as described above, it is necessary to separately measure the demand power of the load connected to the power generation system. However, when the power generation system is applied to a wide area such as an industrial park, It is arranged for people with power generation facilities mixed together. For this reason, it is necessary to install many configurations for measuring the demand power of the load, and the configuration becomes complicated. In particular, when the load of a factory or the like increases after the installation of a power generation system, such as in an emerging country, it becomes necessary to add a configuration for measuring the demand power of the load, which is complicated.
本発明の目的は、上記課題を解決するためになされたものであり、比較的簡単な構成で、複数の発電設備の発電電力を外部電力系統からの受電電力の変動に迅速に対応させることができる電力需給制御装置を提供することにある。 An object of the present invention is to solve the above-described problem, and it is possible to quickly respond to fluctuations in received power from an external power system with a relatively simple configuration and with a relatively simple configuration. An object of the present invention is to provide an electric power supply and demand control device that can be used.
本発明の一態様における電力需給制御装置は、複数の発電設備で構成され、外部電力系統に電力の授受が可能となるように接続される分散型発電システムにおいて、前記複数の発電設備のそれぞれに発電分担量を指令する電力需給制御装置であって、前記外部電力系統からの受電電力を計測し、所定の受電電力目標値との偏差を積算することにより、前記複数の発電設備により発電すべき電力目標値として総発電電力目標値を算出する総発電電力目標値算出部と、前記複数の発電設備のそれぞれの過渡的および/または定常的な特性に基づいて個別に定められた一つまたは複数の特性係数と前記複数の発電設備のそれぞれにおける定格容量と前記総発電電力目標値とに従って、前記複数の発電設備のそれぞれへの出力指令値を生成し、各発電設備へ出力する出力指令値生成部とを備えている。 The power supply and demand control apparatus according to one aspect of the present invention is a distributed power generation system configured by a plurality of power generation facilities and connected to an external power system so as to be able to transfer power to each of the plurality of power generation facilities. A power supply / demand control apparatus that commands a power sharing amount, and measures power received from the external power system and integrates a deviation from a predetermined target value of received power to generate power by the plurality of power generation facilities A total generated power target value calculation unit that calculates a total generated power target value as a power target value, and one or a plurality individually determined based on the transient and / or steady characteristics of each of the plurality of power generation facilities Generating an output command value to each of the plurality of power generation facilities according to the characteristic coefficient of each of the plurality of power generation facilities and the total generated power target value And an output command value generating section for outputting to Bei.
上記構成によれば、外部電力系統からの受電電力に基づいて複数の発電設備が発電すべき電力目標値を算出している。すなわち、外部電力系統からの受電電力を計測することにより、負荷の需要電力を推定している。このため、別途負荷の需要電力を計測する構成を追加する必要がなく、構成を簡単化することができる。さらに、複数の発電設備の定格容量に加えて、複数の発電設備の特性に応じて発電すべき電力の分担率を変化させる。このため、効率的で効果的な負荷分担調整を行うことができ、発電効率を低下させることなく、より大きな負荷変動に対応することができる。したがって、比較的簡単な構成で、複数の発電設備による迅速な受電電力一定制御が実現される。 According to the above configuration, the power target value to be generated by the plurality of power generation facilities is calculated based on the received power from the external power system. That is, the load demand power is estimated by measuring the received power from the external power system. For this reason, it is not necessary to add the structure which measures the power demand of load separately, and a structure can be simplified. Furthermore, in addition to the rated capacities of the plurality of power generation facilities, the share ratio of the power to be generated is changed according to the characteristics of the plurality of power generation facilities. For this reason, efficient and effective load sharing adjustment can be performed, and it is possible to cope with larger load fluctuations without reducing the power generation efficiency. Therefore, prompt control of received power quickly by a plurality of power generation facilities is realized with a relatively simple configuration.
前記出力指令値生成部は、前記総発電電力目標値から、前記複数の発電設備が前記分散型発電システムにおいて想定される最大の需要電力増加が発生した場合においても安定に運用できる発電電力の最大値を定める総発電容量を除算することにより、前記複数の発電設備の出力分担率の基準となる出力分担率規定値を算出する出力分担率規定値算出部と、前記出力分担率規定値と前記複数の発電設備に個別に定められた一つまたは複数の特性係数と前記複数の発電設備の定格容量とに基づいて、前記複数の発電設備のそれぞれにおける発電電力目標値を前記出力指令値として算出する発電電力目標値算出部とを含んでもよい。これによれば、前記分散型発電システムにおいて想定される最大の需要電力増加が発生した場合においても安定に運用できる発電電力の最大値が発電設備の特性に基づいて予め定められる。したがって、これに基づいて発電設備ごとに負荷分担率を変更することにより、単純に定格容量の割合で分配した場合に比べ、より効率的な負荷分担率を設定することができる。 The output command value generation unit is configured to determine, based on the total generated power target value, the maximum generated power that can be stably operated even when the plurality of power generation facilities has a maximum demand power increase that is assumed in the distributed power generation system. By dividing the total power generation capacity that determines the value, an output sharing rate specified value calculation unit that calculates an output sharing rate specified value that serves as a reference for the output sharing rate of the plurality of power generation facilities, the output sharing rate specified value, and the Based on one or a plurality of characteristic coefficients individually determined for a plurality of power generation facilities and a rated capacity of the plurality of power generation facilities, a generated power target value in each of the plurality of power generation facilities is calculated as the output command value And a generated power target value calculation unit. According to this, the maximum value of the generated power that can be stably operated even when the maximum demand power increase assumed in the distributed power generation system occurs is predetermined based on the characteristics of the power generation equipment. Therefore, by changing the load sharing rate for each power generation facility based on this, it is possible to set a more efficient load sharing rate as compared with a case where distribution is simply performed at the rate of the rated capacity.
前記特性係数は、前記発電設備の定常状態における発電効率が高いおよび/または発電コストが低いほど大きい値を有する、もしくは前記発電設備の過渡的な応答性能が高いほど小さい値を有するパラメータである第1の特性係数を含み、前記出力分担率規定値算出部は、前記総発電電力目標値を、前記複数の発電設備の第1の特性係数と定格容量とを掛け合わせ、すべての発電設備で合計して得られる総発電容量で除した値を出力分担率規定値として算出してもよい。これにより、発電設備の定常状態または過渡状態の特性に基づいて総発電容量が定められるため、受電電力の変化が大きい場合に、別途発電設備の過渡応答時の特性に基づいて負荷分担を行う能力を各発電設備に温存させることができる。 The characteristic coefficient is a parameter having a larger value as the power generation efficiency in the steady state of the power generation facility is higher and / or the power generation cost is lower, or a parameter having a smaller value as the transient response performance of the power generation facility is higher. The output sharing ratio prescribed value calculation unit includes the characteristic coefficient of 1 and the total generated power target value is multiplied by the first characteristic coefficient of the plurality of power generation facilities and the rated capacity, and is totaled for all the power generation facilities. The value divided by the total power generation capacity obtained in this way may be calculated as the output sharing rate prescribed value. As a result, the total power generation capacity is determined on the basis of the steady state or transient characteristics of the power generation equipment, so that the ability to perform load sharing separately based on the characteristics of the power generation equipment during the transient response when the received power changes greatly. Can be stored in each power generation facility.
前記特性係数は、前記発電設備の定常状態における発電効率が高いおよび/または発電コストが低いほど大きい値を有する、もしくは前記発電設備の過渡的な応答性能が高いほど小さい値を有するパラメータである第1の特性係数を含み、前記出力指令値は、対応する発電設備における前記第1の特性係数と前記定格容量とを掛け合わせた成分を含んでもよい。これにより、定常状態において発電効率が高いおよび/または発電コストが低い発電設備、もしくは発電設備の過渡的な応答性能が低い発電設備に優先的に発電させることができ、より効率的な負荷分担を行うことができる。 The characteristic coefficient is a parameter having a larger value as the power generation efficiency in the steady state of the power generation facility is higher and / or the power generation cost is lower, or a parameter having a smaller value as the transient response performance of the power generation facility is higher. The output command value may include a component obtained by multiplying the first characteristic coefficient in the corresponding power generation facility by the rated capacity. As a result, power generation equipment with high power generation efficiency and / or low power generation cost in a steady state or power generation equipment with low transient response performance of power generation equipment can be preferentially generated, and more efficient load sharing can be achieved. It can be carried out.
前記特性係数は、前記発電設備の過渡的な応答性能が高いほど大きい値を有するパラメータである第2の特性係数を含み、前記発電電力目標値算出部は、一次遅れの微分要素に、対応する発電設備における前記第2の特性係数および前記定格容量を掛け合わせた成分を含んだ前記出力指令値を算出してもよい。これにより、総発電電力目標値の時間的変化が急峻である場合に、その変化分を過渡的な応答性能が高い発電設備に優先的に負担させることができ、より効率的な負荷分担を行うことができる。 The characteristic coefficient includes a second characteristic coefficient that is a parameter having a larger value as the transient response performance of the power generation equipment is higher, and the generated power target value calculation unit corresponds to a first-order differential element. The output command value including a component obtained by multiplying the second characteristic coefficient and the rated capacity in the power generation facility may be calculated. As a result, when the temporal change in the total generated power target value is steep, it is possible to preferentially load the change to a power generation facility with a high transient response performance, thereby performing more efficient load sharing. be able to.
前記電力需給制御装置は、前記複数の発電設備のそれぞれに対して発電を行うか否かを切り替えるための発電設備起動停止判定を行う発電設備起動停止判定部を含み、前記発電設備起動停止判定部は、前記出力分担率規定値が所定の第1のしきい値を超えた場合、前記複数の発電設備のうち起動している発電設備の数を増やすべき信号を出力し、前記出力分担率規定値が前記第1のしきい値より低い所定の第2のしきい値以下である場合、前記複数の発電設備のうち起動している発電設備の数を減らすべき信号を出力するように構成されてもよい。これにより、必要な発電量に応じて起動させる発電設備の数を最適化することができる。 The power supply and demand control device includes a power generation facility start / stop determination unit that performs power generation facility start / stop determination for switching whether to generate power for each of the plurality of power generation facilities, and the power generation facility start / stop determination unit Outputs a signal to increase the number of activated power generation facilities among the plurality of power generation facilities when the output share ratio specification value exceeds a predetermined first threshold, When the value is equal to or lower than a predetermined second threshold value lower than the first threshold value, the signal generator is configured to output a signal to reduce the number of activated power generation facilities among the plurality of power generation facilities. May be. Thereby, the number of the power generation facilities to be activated can be optimized according to the required power generation amount.
前記複数の発電設備のそれぞれは、起動についての優先順位が発電容量が大きいほど高く、および/または起動している数と設備全体の過渡的な応答性能とが比例するように、設定され、前記電力需給制御装置は、前記発電設備起動停止判定部から起動している発電設備の数を減らすべき信号が入力された場合に、起動中の前記複数の発電設備の中で最も起動についての優先順位が低い発電設備に対し停止信号を送り、起動している発電設備の数を増やすべき信号が入力された場合に、停止中の発電設備の中で最も起動についての優先順位が高い発電設備に対し起動信号を送る起動発電設備選定部を備えてもよい。これにより、起動および停止の切り替えが頻繁に発生しないようにしたり、同じ発電設備が頻繁に起動および停止を繰り返すことを防止したりすることができる。 Each of the plurality of power generation facilities is set such that the priority for start-up is higher as the power generation capacity is larger, and / or the number of the start-ups is proportional to the transient response performance of the entire equipment, The power supply / demand control apparatus, when a signal to reduce the number of power generation facilities activated from the power generation facility activation / deactivation determination unit is input, the priority order for activation most among the plurality of power generation facilities activated When a signal to increase the number of activated power generation facilities is input to a power generation facility with a low power, the power generation facility with the highest priority for activation among the power generation facilities that are stopped You may provide the starting electric power generation equipment selection part which sends an activation signal. As a result, it is possible to prevent frequent switching between start and stop, or to prevent the same power generation facility from repeatedly starting and stopping.
前記発電設備起動停止判定部は、前記分散型発電システムにおいて想定される需要電力の所定時間当たりの増加率が所定の第1の割合以上である所定の第1の期間において、前記第1のしきい値および第2のしきい値を、それぞれ、前記需要電力の変化が所定の範囲内である期間において設定される値より低く設定し、前記需要電力の所定時間当たりの減少率が所定の第2の割合以上であり、かつ、その後、前記需要電力の所定時間当たりの増加率が所定の第3の割合以上となる所定の第2の期間において、前記第2のしきい値を、前記需要電力の変化が所定の範囲内である期間において設定される値より低く設定してもよい。需要電力の増加率が大きい期間において第1のしきい値および第2のしきい値を低く設定することにより、発電設備の負荷負担率が低くなるため、効率は低下するが、発電設備の発電能力に余裕を持たせることができる。したがって、発電設備の起動時間による出力増加の遅れに対応することができる。さらに、負荷が低下し、その後再び増加するような場合には、出力分担率規定値の第2のしきい値のみ低く設定される。これにより、急激に需要電力が減少および増加することによる出力分担率規定値の急激な減少および増加に対して発電設備の停止および起動が短時間で生じることを防止することができる。 The power generation facility activation / deactivation determination unit is configured to perform the first operation in a predetermined first period in which a rate of increase in demand power assumed in the distributed power generation system per predetermined time is equal to or greater than a predetermined first ratio. A threshold value and a second threshold value are each set lower than a value set during a period in which the change in the demand power is within a predetermined range, and the rate of decrease of the demand power per predetermined time is a predetermined first value. The second threshold value is set to the demand in a predetermined second period in which the rate of increase of the demand power per predetermined time is equal to or higher than a predetermined third ratio. You may set lower than the value set in the period when the change of electric power is in a predetermined range. By setting the first threshold value and the second threshold value low during a period in which the rate of increase in demand power is large, the load burden rate of the power generation facility is reduced, so the efficiency is reduced. You can make room for your ability. Therefore, it is possible to cope with a delay in output increase due to the startup time of the power generation equipment. Further, when the load decreases and then increases again, only the second threshold value of the output sharing ratio prescribed value is set low. Thereby, it is possible to prevent the stoppage and start-up of the power generation facility in a short time with respect to a rapid decrease and increase in the output sharing ratio prescribed value due to a rapid decrease and increase in demand power.
前記分散型発電システムは、前記外部電力系統と電力授受可能に接続された分散型電力系統を備え、前記複数の発電設備は、前記分散型電力系統に接続されており、前記電力需給制御装置は、分散型電力系統における系統周波数を計測し、所定の系統周波数目標値との偏差に基づいて前記複数の発電設備のそれぞれへの前記出力指令値を補正する出力指令値補正部を備えてもよい。これにより、外部電力系統において周波数変動が生じた場合に、発電設備の出力変動を抑えることができる。 The distributed power generation system includes a distributed power system connected to the external power system so as to be able to exchange power, the plurality of power generation facilities are connected to the distributed power system, and the power supply and demand control device includes: And an output command value correction unit that measures a system frequency in the distributed power system and corrects the output command value to each of the plurality of power generation facilities based on a deviation from a predetermined system frequency target value. . Thereby, when the frequency fluctuation occurs in the external power system, the output fluctuation of the power generation facility can be suppressed.
前記分散型発電システムは、前記外部電力系統と電力授受可能に接続された分散型電力系統を備え、前記複数の発電設備は、前記分散型電力系統に接続されており、前記総発電電力目標値算出部は、前記外部電力系統と前記複数の発電設備とが連系運転していることを示す連系運転状態と、前記複数の発電設備が自立運転していることを示す自立運転状態との何れかを示す状態信号を受信し、前記連系運転状態である場合には、前記受電電力と前記受電電力目標値との偏差を積算することにより前記総発電電力目標値を算出し、前記自立運転状態である場合には、前記分散型電力系統における系統周波数を計測し、所定の系統周波数目標値との偏差に基づいて前記総発電電力目標値を算出するように構成されてもよい。これにより、連系運転から自立運転へ切り替えた際に、自立運転中の負荷変動による定常的な周波数の偏差を解消することができる。したがって、電源品質を良好に維持することができる。 The distributed power generation system includes a distributed power system connected to the external power system so as to be able to exchange power, and the plurality of power generation facilities are connected to the distributed power system, and the total generated power target value The calculation unit includes: an interconnected operation state indicating that the external power system and the plurality of power generation facilities are interconnected; and an independent operation state indicating that the plurality of power generation facilities are operating independently. When the state signal indicating any of them is received and in the interconnected operation state, the total generated power target value is calculated by integrating the deviation between the received power and the received power target value, and the independent In the operating state, the system frequency in the distributed power system may be measured, and the total generated power target value may be calculated based on a deviation from a predetermined system frequency target value. Thereby, when switching from the grid operation to the independent operation, it is possible to eliminate the steady frequency deviation due to the load fluctuation during the independent operation. Therefore, it is possible to maintain the power supply quality satisfactorily.
本発明の上記目的、他の目的、特徴、及び利点は、添付図面参照の下、以下の好適な実施態様の詳細な説明から明らかにされる。 The above object, other objects, features, and advantages of the present invention will become apparent from the following detailed description of the preferred embodiments with reference to the accompanying drawings.
本発明によれば、上記構成を有することにより、比較的簡単な構成で、複数の発電設備の発電電力を外部電力系統からの受電電力の変動に迅速に対応させることができる。 According to the present invention, by having the above-described configuration, the generated power of the plurality of power generation facilities can be made to quickly respond to fluctuations in the received power from the external power system with a relatively simple configuration.
以下、本発明の実施の形態を、図面を参照しながら説明する。なお、以下では全ての図を通じて同一または相当する要素には同一の参照符号を付して、その重複する説明を省略する。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. In the following description, the same or corresponding elements are denoted by the same reference symbols throughout all the drawings, and redundant description thereof is omitted.
<第1実施形態>
まず、本発明の第1実施形態に係る電力需給制御装置の全体構成について説明する。図1は本発明の第1実施形態に係る電力需給制御装置が適用された分散型発電システムの概略構成を示すブロック図である。<First Embodiment>
First, the overall configuration of the power supply and demand control apparatus according to the first embodiment of the present invention will be described. FIG. 1 is a block diagram showing a schematic configuration of a distributed power generation system to which a power supply and demand control apparatus according to a first embodiment of the present invention is applied.
図1に示すように、本発明の第1実施形態における分散型発電システム1は、外部電力系統2に電力授受可能に接続された分散型電力系統27に接続された複数の発電設備3i(i=1,2,…,n)を備えている。すなわち、複数の発電設備3iは、分散型電力系統27を介して外部電力系統2に電力授受可能に接続されている。さらに、分散型発電システム1は、複数の発電設備3iのそれぞれに発電分担量を指令する電力需給制御装置4を備えている。分散型電力系統27には、一以上の負荷Lが接続される。また、複数の発電設備3iは、電力需給制御装置4により発電電力が調整可能に構成されている。As shown in FIG. 1, the distributed
外部電力系統2は、例えば商用電力系統である。例えば新興国の商用電力系統においては、電力需要の増加に、発電設備、送配電設備の増強が追い付かず、電力不足の状態が継続しており、電源品質も悪い(安定しない)場合が多い。このような地域において工業団地の建設等を行う場合、重要なインフラである電力の安定供給が望まれる。このため、分散型発電システム1へのニーズが高まってきている。
The
複数の発電設備3iは、例えば蒸気タービン、ガスタービン、ガスエンジン、ディーゼルエンジン等の原動機を用いた発電設備の少なくとも何れか1種類を含む。これらの発電設備は、原動機を用いている点で共通するが、その特性が大きく異なる。このため、特に複数種類の原動機を用いた発電設備3iが分散型電力系統27に接続されている場合、複数の発電設備3iに均等に出力調整を行うとすると、定常状態において発電効率が悪くなったり、発電コストが高くなったりする。また、過渡的に急峻な負荷変動が生じた場合、特定の発電設備3iに負荷変動が集中し、過負荷の状態になってしまうおそれがある。このようなことから、本発明の発明者らは、発電設備3iごとの過渡的な特性および定常的な特性に基づいて複数の発電設備3iに対して個別に出力を調整する必要が生じるという知見を得て、本発明を想到するに至ったものである。The plurality of power generation facilities 3 i include at least one of power generation facilities using a prime mover such as a steam turbine, a gas turbine, a gas engine, a diesel engine, or the like. These power generation facilities are common in that a prime mover is used, but their characteristics are greatly different. For this reason, in particular, when the power generation equipment 3 i using a plurality of types of prime movers is connected to the distributed
なお、分散型電力系統27には、電力需給制御装置4とは独立した一以上の発電設備28が接続されていてもよい。発電設備28は、例えば太陽光発電設備等の再生可能エネルギーを利用した発電設備である。このような発電設備は発電電力を調整することができないため、電力需給制御装置4とは接続せず、制御対象とはしない。なお、再生可能エネルギーとは、太陽光、水力、風力、地熱等の自然エネルギーを意味する。また、原動機発電機等、電力需給制御装置4により発電電力が調整可能な発電設備であっても、電力需給制御装置4に接続されていない発電設備が存在してもよい。
Note that one or more
なお、電力需給制御装置4と接続される複数の発電設備3iは、発電効率、発電コスト、および応答性能等が異なる複数種類の発電設備を含むことが好ましい。さらに、複数の発電設備3iにはキャパシタ等の蓄電設備が含まれていてもよい。The plurality of power generation facilities 3 i connected to the power supply and
このような分散型発電システム1は、複数の発電設備3iが分散型電力系統27と連系運転するように構成されている。なお、分散型電力系統27が外部電力系統2と連系しないで(外部電力系統2とは独立して)自立運転を行い得る構成としてもよい。すなわち、分散型電力系統27は、連系運転と自立運転とを切り替え可能に構成されてもよい。このため、本実施形態において、外部電力系統2と分散型電力系統27との間には、遮断器26が接続されている。これにより、分散型発電システム1は、外部電力系統2からの電力授受を遮断可能に構成されている。Such a distributed
電力需給制御装置4は、外部電力系統2の所定の受電点Rにおける受電電力Pを計測し、各発電設備3iへの出力指令値Uiを生成する。電力需給制御装置4は、分散型電力系統27の所定位置に設置された例えばマイクロコントローラ、パーソナルコンピュータ等のコンピュータを備えている。なお、電力需給制御装置4は、複数の発電設備3iのうちの何れかの発電設備に設けられてもよいし、所定の負荷Lに設けられてもよいし、外部電力系統2の電力管理施設に設けられてもよい。電力需給制御装置4は、総発電電力目標値算出部5と、出力指令値生成部6とを備えている。The power supply and
総発電電力目標値算出部5は、計測された受電電力Pと、所定の受電電力目標値Poとの偏差を積算することにより、複数の発電設備3iにより発電すべき電力目標値として総発電電力目標値Peを算出する。出力指令値生成部6は、複数の発電設備3iのそれぞれの過渡的および/または定常的な特性に基づいて個別に定められた一つまたは複数の特性係数と複数の発電設備3iのそれぞれにおける定格容量Siと総発電電力目標値Peとに従って、複数の発電設備3iのそれぞれへの出力指令値Uiを生成し、各発電設備3iへ出力する。複数の発電設備3iは、それぞれ、発電電力が、入力された出力指令値Uiになるように出力調整を行う。これにより、複数の発電設備3iの出力は、電力需給制御装置4により動的に制御される。Total generated power target
上記構成によれば、外部電力系統2からの受電電力Pに基づいて複数の発電設備3iが発電すべき電力目標値(総発電電力目標値Pe)を算出している。すなわち、外部電力系統2からの受電電力Pを計測することにより、負荷Lの需要電力を推定している。このため、別途負荷Lの需要電力を計測する構成を追加する必要がなく、構成を簡単化することができる。さらに、複数の発電設備3iの定格容量Siに加えて、複数の発電設備3iの特性に応じて発電すべき電力の分担率を変化させる。このため、効率的に負荷分担を行うことができ、より迅速に受電電力の変動に対応することができる。したがって、比較的簡単な構成で、複数の発電設備3iの発電電力を外部電力系統2からの受電電力Pの変動に迅速に対応させることができる。また、総発電電力目標値Peを算出する際に、受電電力Pのみを用い、負荷Lの需要電力を計測する手段を不要としている。このため、負荷Lが多い大規模な地域において分散型発電システム1を適用する際にコストを低減することができる。また、本実施形態における分散型発電システム1がすでに適用されている地域において、工業団地の面積拡大等により、新たな負荷Lが分散型電力系統27に追加的に接続された場合であっても、当該新たな負荷Lに対して負荷の需要電力を計測する装置を取り付ける等の追加コストが生じるのを抑制することができる。According to the above configuration, the power target value (total generated power target value P e ) to be generated by the plurality of power generation facilities 3 i is calculated based on the received power P from the
以下、より具体的な構成例について詳しく説明する。図2は図1に示す電力需給制御装置のより具体的な構成例を示すブロック図である。図2に示すように、本実施形態における電力需給制御装置4は、出力指令値生成部6として、出力分担率規定値算出部7と、発電電力目標値算出部8とを含んでいる。出力分担率規定値算出部7は、総発電電力目標値Peから、複数の発電設備3iが分散型発電システム1において想定される最大の需要電力増加が発生した場合においても安定に運用できる発電電力の最大値を定める総発電容量SKを除算することにより、複数の発電設備3iの出力分担率の基準となる出力分担率規定値Qを算出する。発電電力目標値算出部8は、出力分担率規定値Qと複数の発電設備3iに個別に定められた一つまたは複数の特性係数と複数の発電設備3iの定格容量とに基づいて、複数の発電設備3iのそれぞれにおける発電電力目標値を出力指令値Uiとして算出する。Hereinafter, a more specific configuration example will be described in detail. FIG. 2 is a block diagram showing a more specific configuration example of the power supply / demand control apparatus shown in FIG. As shown in FIG. 2, the power supply and
図3は図2に示す電力需給制御装置の総発電電力目標値算出部における演算の概要を示すブロック図である。前述のように、総発電電力目標値算出部5には、受電点Rにおいて計測される受電電力Pが入力される。受電電力Pは、受電点Rの電圧と電流とから算出され、外部電力系統2から分散型電力系統27へ流れる方向を正とする。受電電力Pは、予め定められた受電電力目標値Poから差し引かれ、その偏差Po−Pが算出される。この偏差Po−Pは、積分器9に入力される。積分器9は、偏差Po−Pを積分し、正負を反転させて出力する。積分器9から出力された値が総発電電力目標値Peとなる。総発電電力目標値Peは、複数の発電設備3iにより発電すべき電力目標値の総和を意味する。FIG. 3 is a block diagram showing an outline of calculation in the total generated power target value calculation unit of the power supply and demand control apparatus shown in FIG. As described above, the total generated power target
図4は図2に示す電力需給制御装置の出力分担率規定値算出部における演算の概要を示すブロック図である。出力分担率規定値算出部7は、総発電電力目標値算出部5から出力された総発電電力目標値Peを複数の発電設備3iにおける総発電容量SKで除算することで出力分担率規定値Qを算出する(すなわち、Q=Pe/SKを出力する)。これによれば、分散型発電システム1において想定される最大の需要電力増加が発生した場合においても安定に運用できる発電電力の最大値が発電設備3iの特性に基づいて予め定められる。したがって、これに基づいて発電設備3iごとに負荷分担率を変更することにより、単純に定格容量Siの割合で分配した場合に比べ、より効率的な負荷分担率を設定することができる。また、出力分担率規定値Qを規格化することにより、発電設備3iの構成が変化した場合であっても、当該発電設備3iの制御パラメータを調整し直す必要がなく、制御を容易に行うことができる。FIG. 4 is a block diagram showing an outline of the calculation in the output sharing ratio prescribed value calculation unit of the power supply and demand control apparatus shown in FIG. Power sharing ratio specified
総発電容量SKは、発電設備3iの複数の発電設備3iのそれぞれに基づいて定められた第1の特性係数Ki(後述)と発電設備3iの定格容量Siとを掛け合わせた値をすべての発電設備3iについて足し合わした値(SK=Σ(KiSi))として定義される。The total generating capacity S K is multiplied by the rated capacity S i of the first characteristic coefficient K i (described below) and power generation equipment 3 i defined based on each of the plurality of power generation equipment 3 i of power generation equipment 3 i Is defined as a value (S K = Σ (K i S i )) obtained by adding all the power generation facilities 3 i together.
ここで、第1の特性係数Kiは、定常状態における発電効率が高いおよび/または発電コストが低いほど大きい値を有する、もしくは発電設備3iの過渡的な応答性能が高いほど小さい値を有するパラメータとして定義され、複数の発電設備3iのそれぞれの性能に応じて設定される。第1の特性係数Kiは、0<Ki≦1の範囲で設定される。これにより、発電設備3iの定常状態または過渡状態の特性に基づいて総発電容量SKが定められるため、受電電力Pの変化が大きい場合に、別途発電設備3iの過渡応答時の特性に基づいて負荷分担を行う能力を各発電設備3iに温存させることができる。詳しくは後述する。Here, the first characteristic coefficient K i has a larger value as the power generation efficiency in the steady state is higher and / or the power generation cost is lower, or has a smaller value as the transient response performance of the power generation facility 3 i is higher. It is defined as a parameter, and is set according to the performance of each of the plurality of power generation facilities 3 i . The first characteristic coefficient K i is set in a range of 0 <K i ≦ 1. Thus, since the total generating capacity S K is determined based on the characteristics of the steady state or transient state of the power plant 3 i, if the change in the reception power P is large, the characteristics at the time of additional transient response of the power plant 3 i The ability to share the load based on the power generation facilities 3 i can be preserved. Details will be described later.
図5は図2に示す電力需給制御装置の発電電力目標値算出部を示す概略ブロック図である。また、図6は図5に示す発電電力目標値算出部の発電設備i出力指令値算出部における演算の概要を示すブロック図である。発電電力目標値算出部8は、複数の発電設備3iに応じた発電設備i出力指令値算出部10iを備えている。発電設備i出力指令値算出部10iは、図5に示すように、複数の算出部(並行して演算を行う複数の機能モジュール)として構成されている。しかし、これに限られず、1つの発電設備出力指令値算出部が順に各発電設備3iのための演算を行うこととしてもよい。FIG. 5 is a schematic block diagram showing a generated power target value calculation unit of the power supply and demand control apparatus shown in FIG. FIG. 6 is a block diagram showing an outline of calculation in the power generation facility i output command value calculation unit of the generated power target value calculation unit shown in FIG. The generated power target
発電設備i出力指令値算出部10iには、出力分担率規定値Qが入力され、対応する発電設備3iの特性係数および定格容量Siに基づいて各発電設備3iへの出力指令値Uiが算出される。本実施形態において、特性係数は、上記第1の特性係数Kiと、第2の特性係数KDiとを含んでいる。第2の特性係数KDiは、発電設備3iの過渡的な応答性能が高いほど大きい値を有するパラメータとして定義される。Power generation facilities i output command
発電設備i出力指令値算出部10iから出力される出力指令値Uiは、対応する発電設備3iにおける第1の特性係数Kiと定格容量Siとを掛け合わせた成分を含んでいる。さらに、出力指令値Uiは、一次遅れの微分要素に、対応する発電設備3iにおける第2の特性係数KDiおよび定格容量Siを掛け合わせた成分を含んでいる。このため、発電設備i出力指令値算出部10iは、比例演算部11と、一次遅れ微分演算部12と、定格容量乗算部13とを備えている。The output command value U i output from the power generation facility i output command
比例演算部11では、出力分担率規定値Qに第1の特性係数Kiが掛け合せられる。一次遅れ微分演算部12では、出力分担率規定値Qに第2の特性係数KDiおよび一次遅れ系の微分要素における伝達関数G(s)が掛け合せられる。伝達関数G(s)は、TDis/(1+TDis)で示される。なお、TDiは、一次遅れ系微分要素の時定数である。本例において、TDiは伝達関数G(s)の分子と分母とで同じ値としており、伝達関数G(s)はハイパスフィルタとして機能する。この場合、TDiは、全ての発電設備3iにおいて同じ値とし、分散型発電システム1の応答時間を目安として設定する。また、TDiは、各発電設備3iにおいて個別に設定してもよい。比例演算部11および一次遅れ微分演算部12の出力は、足し合わせられ、さらに、定格容量乗算部13で対応する発電設備3iの定格容量Siが掛け合せられる。定格容量乗算部13の出力が出力指令値Uiとなる。すなわち、出力指令値Uiは、以下のように表される。
Ui=Q・{Ki+KDi・TDis/(1+TDis)}・Si
第1の特性係数Kiおよび第2の特性係数KDiは、対応する発電設備3iの動特性に基づいて好適に設定される。第1の特性係数Kiを調整することにより、定常的な受電電力Pの変動に対する負荷分担率を調整することができる。第2の特性係数KDiを調整することにより、過渡的な受電電力Pの変動に対する負荷分担率を調整することができる。In the
U i = Q · {K i + K Di · T Diss / (1 + T Dis s)} · S i
The first characteristic coefficient K i and the second characteristic coefficient K Di are preferably set based on the dynamic characteristics of the corresponding power generation equipment 3 i . By adjusting the first characteristic coefficient K i , it is possible to adjust the load sharing ratio with respect to the steady fluctuation of the received power P. By adjusting the second characteristic coefficient K Di , it is possible to adjust the load sharing ratio with respect to the transient fluctuation of the received power P.
例えば、定常状態における発電効率が高い発電設備3iおよび定常状態における発電コストが低い発電設備3iにおいては、第1の特性係数Kiを高く設定する。例えばガスエンジン、蒸気タービン等の原動機を用いた発電設備は、第1の特性係数Kiを高く(例えばKi=1に)設定する。これにより、定常状態における受電電力Pの変動による電力の調整は、定常状態における発電効率が高い発電設備3iおよび/または発電コストが低い発電設備3iが多く負担することによって行われる。したがって、より効率的でより安価に負荷分担を行うことができる。For example, the power generation efficiency in a steady state at high power generation equipment 3 i and power generation equipment 3 i is lower power cost in the steady state, is set high first characteristic coefficient K i. For example, in a power generation facility using a prime mover such as a gas engine or a steam turbine, the first characteristic coefficient K i is set high (for example, K i = 1). Thereby, the adjustment of the electric power due to the fluctuation of the received power P in the steady state is performed by a large amount of power generation equipment 3 i having a high power generation efficiency in the steady state and / or a power generation equipment 3 i having a low power generation cost. Therefore, load sharing can be performed more efficiently and at a lower cost.
また、応答性能が高い発電設備3iにおいては、第2の特性係数KDiを高く設定する。例えば、ガスタービン等の原動機を用いた発電設備は、第2の特性係数KDiを高く設定する。これにより、過渡的な受電電力Pの変動(一般的に急峻な変動)による電力の調整は、過渡的な応答性能が高い発電設備3iが多く負担することによって行われる。したがって、受電電力Pの急峻な変動においても迅速に応答することができる。Further, in the power generation equipment 3 i having high response performance, the second characteristic coefficient K Di is set high. For example, the power generation facility using a prime mover such as a gas turbine sets the second characteristic coefficient K Di high. Thus, the power adjustment by the variation (generally steep change) transient reception power P is performed by the transient response performance to bear high power generation equipment 3 i number. Therefore, it is possible to respond quickly even when the received power P changes sharply.
なお、第2の特性係数KDiが第2の特性係数KDiについての所定の値より高く設定されている発電設備3iにおいては、第1の特性係数Kiは第1の特性係数Kiについての所定の値より低く設定されることが好ましい。これにより、過渡的な受電電力Pの変動時に負荷をより多く分担させる発電設備3iにおいて、定常状態における負荷分担率が低くなるため、過渡的な受電電力Pの変動時に負荷を分担可能なように、対応する発電設備3iの発電能力を温存させることができる。このため、過渡的な受電電力Pの変動時に負荷をより多く分担させる発電設備3iにおいて、受電電力Pの急峻な変動時に当該発電設備3iが負担すべき発電電力が大き過ぎて過負荷になることを有効に防止することができる。In the second characteristic coefficient K Di power generation equipment 3 i being a predetermined value than the set high for the second characteristic coefficient K Di, the first characteristic coefficient K i is first characteristic coefficient K i Is preferably set lower than a predetermined value. As a result, in the power generation equipment 3 i that shares a larger load when the received power P changes transiently, the load sharing rate in the steady state becomes lower, so that the load can be shared when the received power P changes transiently. In addition, the power generation capacity of the corresponding power generation facility 3 i can be preserved. Therefore, the power generating plant 3 i to more share the load at the time variations of the transitional reception power P, to the power generation equipment 3 i are generated power to be too large burden overload the steep fluctuation of reception power P Can be effectively prevented.
このように、本実施形態においては、第1の特性係数Kiおよび第2の特性係数KDiを独立して調整することにより、発電設備3iの特性に応じて定常状態および過渡状態における負荷分担率を独立して調整することができる。また、このようにして得られる出力指令値Uiは、対応する発電設備3iの特性に応じた指令値として生成される。したがって、各発電設備3iにおいて、特殊な制御を必要とせず、既知の発電設備3iの構成で、効率的な負荷分担を容易に実現することができる。Thus, in this embodiment, the load in the steady state and the transient state is adjusted according to the characteristics of the power generation equipment 3 i by independently adjusting the first characteristic coefficient K i and the second characteristic coefficient K Di. The sharing rate can be adjusted independently. Further, the output command value U i obtained in this way is generated as a command value according to the characteristics of the corresponding power generation facility 3 i . Therefore, each power generation facility 3 i does not require special control, and efficient load sharing can be easily realized with the configuration of the known power generation facility 3 i .
なお、定常状態において各発電設備3iの負荷分担率を変化させてもよい。負荷分担率を変化させる際には、各発電設備3iに設定される第1の特性係数Kiの値を変更することにより、簡単に実施することができる。なお、発電中に第1の特性係数Kiを変更する場合には、後述する起動シーケンス(図8)または停止シーケンス(図9)において行うのと同様に、変更前の第1の特性係数Kiの値から変更後の第1の特性係数Kiの値へ徐々に変化させることが好ましい。これにより、発電設備の負荷分担率の変更をスムーズに行うことができる。It is also possible to change the load sharing rate of the respective power generation equipment 3 i in the steady state. When changing the load sharing ratio, the load sharing ratio can be easily changed by changing the value of the first characteristic coefficient K i set for each power generation facility 3 i . When the first characteristic coefficient K i is changed during power generation, the first characteristic coefficient K K before the change is changed in the same manner as in a startup sequence (FIG. 8) or a stop sequence (FIG. 9) described later. It is preferable to gradually change the value of i from the value of i to the value of the first characteristic coefficient K i after the change. Thereby, the change of the load sharing rate of power generation equipment can be performed smoothly.
<第2実施形態>
次に、本発明の第2実施形態について説明する。図7は本発明の第2実施形態に係る電力需給制御装置の構成例を示すブロック図である。なお、第1実施形態と同様の構成については同じ符号を付して説明を省略する。図7に示すように、本実施形態の電力需給制御装置4Aが、第1実施形態の電力需給制御装置4と異なる点は、発電設備起動停止判定部14および起動発電設備選定部29を備えていることである。Second Embodiment
Next, a second embodiment of the present invention will be described. FIG. 7 is a block diagram showing a configuration example of the power supply and demand control apparatus according to the second embodiment of the present invention. In addition, about the structure similar to 1st Embodiment, the same code | symbol is attached | subjected and description is abbreviate | omitted. As shown in FIG. 7, the power supply /
発電設備起動停止判定部14は、複数の発電設備3iのそれぞれに対して発電を行うか否かを切り替えるための発電設備起動停止判定を行うように構成される。より詳しくは、発電設備起動停止判定部14は、出力分担率規定値Qが所定の第1のしきい値(上限値)Q1を超えた場合、複数の発電設備3iのうち起動している発電設備の数を増やすべき信号を出力信号wとして出力し、出力分担率規定値Qが第1のしきい値Q1より低い所定の第2のしきい値(下限値)Q2以下である場合、複数の発電設備3iのうち起動している発電設備の数を減らすべき信号を出力信号wとして出力するように構成される。The power generation facility start /
起動発電設備選定部29は、発電設備3iに対して停止信号Xiおよび起動信号Yiを送信可能に構成される。より詳しくは、起動発電設備選定部29は、発電設備起動停止判定部14から、起動している発電設備3iの数を減らすべき信号(出力信号w)が入力された場合に、起動中の複数の発電設備3iの中で最も起動についての優先順位が低い発電設備3iに対し停止信号Xiを送り、起動している発電設備3iの数を増やすべき信号(出力信号w)が入力された場合に、停止中の発電設備3iの中で最も起動についての優先順位が高い発電設備3iに対し起動信号Yiを送るように構成される。停止信号Xiを受信した発電設備3iは、当該発電設備3iを起動状態から停止状態に切り替える。また、起動信号Yiを受信した発電設備3iは、当該発電設備3iを停止状態から起動状態に切り替える。The startup power generation
これにより、必要な発電量に応じて起動させる発電設備の数を最適化することができる。例えば、複数の発電設備3iが発電すべき発電電力が大きく、現在起動している(発電を行っている)発電設備3iだけでは電力供給量が不足する場合に、発電設備3iの数を増やす。一方、複数の発電設備3iが発電すべき発電電力が小さく、現在起動している発電設備3iのすべてに分担させると、1つの発電設備3iの分担率が小さくなるまたは効率が悪い場合に、発電設備3iの数を減らす。このように、複数の発電設備3iの制御の過程で得られる出力分担率規定値Qを、発電設備3iの運転状態を評価する指標として用いることにより、電力需要に対して発電設備3iの数を最適化することができる。Thereby, the number of the power generation facilities to be activated can be optimized according to the required power generation amount. For example, large power generated plurality of power generation equipment 3 i should power generation, when only currently activated (doing generator) power plant 3 i to insufficient power supply, the number of power generation equipment 3 i Increase. On the other hand, when the generated power to be generated by the plurality of power generation facilities 3 i is small and is shared by all the power generation facilities 3 i that are currently activated, the sharing ratio of one power generation facility 3 i is small or the efficiency is low In addition, the number of power generation facilities 3 i is reduced. Thus, the power sharing ratio specified value Q obtained in the process of controlling the plurality of power generation equipment 3 i, by using as an index for evaluating the operating conditions of the power plant 3 i, power generation equipment 3 i to the power demand The number of can be optimized.
なお、第1のしきい値Q1および第2のしきい値Q2は、総発電電力目標値Peに基づいて設定されてもよい。The first threshold value Q1 and the second threshold value Q2 may be set based on the total generated power target value P e.
図8は図7に示す電力需給制御装置が所定の発電設備に起動信号Yiを送信した際の発電設備の起動シーケンスを示すグラフである。また、図9は図2に示す電力需給制御装置が所定の発電設備に停止信号Xiを送信した際の発電設備の停止シーケンスを示すグラフである。なお、本例においては、起動状態への移行時または停止状態への移行時において負荷変動が生じないと仮定した場合を示しているが、負荷変動が生じていても起動または停止シーケンスは実行可能である。FIG. 8 is a graph showing a start-up sequence of the power generation facility when the power supply / demand control apparatus shown in FIG. 7 transmits a start signal Y i to a predetermined power generation facility. Further, FIG. 9 is a graph showing the stop sequence of the power plant when the power supply and demand control apparatus shown in FIG. 2 transmits a stop signal X i to a predetermined power generation equipment. In this example, it is assumed that there is no load fluctuation at the time of transition to the start state or at the time of transition to the stop state. However, the start or stop sequence can be executed even if the load fluctuates. It is.
図8に示すように、起動信号Yiを受信した発電設備3iは、当該発電設備3iの第1の特性係数Kiの値を0に設定した上で起動を開始し、当該第1の特性係数Kiの値を0から徐々に本来の設定値(発電設備3iの特性に応じた値)まで増加させる。なお、図8の例においては、第1の特性係数Kiの値を比例的に増加させている態様が例示されているが、これに限られない。As shown in FIG. 8, the power generation facility 3 i that has received the activation signal Y i starts activation after setting the value of the first characteristic coefficient K i of the power generation facility 3 i to 0, and the first The characteristic coefficient K i is gradually increased from 0 to the original set value (a value corresponding to the characteristic of the power generation equipment 3 i ). In the example of FIG. 8, a mode in which the value of the first characteristic coefficient K i is increased proportionally is illustrated, but the present invention is not limited to this.
第1の特性係数Kiが徐々に増加すると、当該発電設備3iの出力(出力指令値Ui)も徐々に増加し、総発電容量SKも徐々に増加する。この結果、出力分担率規定値Qは徐々に減少し、他の発電設備の出力(出力指令値)も負荷分担率が下がるため徐々に減少する。ここで、新たに起動した発電設備3iの出力の増加分と他の発電設備の出力の減少分とは等しく、複数の発電設備3i全体の出力は、変化しないため、受電電力Pおよび総発電電力目標値Peは、変化しない。When the first characteristic coefficient K i gradually increases, the output (output command value U i ) of the power generation facility 3 i also gradually increases, and the total power generation capacity SK also gradually increases. As a result, the output sharing rate regulation value Q gradually decreases, and the output (output command value) of other power generation facilities also gradually decreases because the load sharing rate decreases. Here, the increase in the output of the newly activated power generation facility 3 i is equal to the decrease in the output of the other power generation facilities, and the output of the plurality of power generation facilities 3 i does not change. generated power target value P e will not change.
また、図9に示すように、停止信号Xiを受信した発電設備3iは、当該発電設備3iの第1の特性係数Kiの値を設定値から徐々に減少させ、第1の特性係数Kiが0になった後、発電設備3iを解列させ、停止させる。なお、図9の例においては、第1の特性係数Kiの値を比例的に減少させている態様が例示されているが、これに限られない。Further, as shown in FIG. 9, the power generation facility 3 i that has received the stop signal X i gradually decreases the value of the first characteristic coefficient K i of the power generation facility 3 i from the set value, and the first characteristic After the coefficient K i becomes 0, the power generation equipment 3 i is disconnected and stopped. In the example of FIG. 9, a mode in which the value of the first characteristic coefficient K i is decreased proportionally is illustrated, but the present invention is not limited to this.
第1の特性係数Kiが徐々に減少すると、当該発電設備3iの出力(出力指令値Ui)も徐々に減少し、総発電容量SKも徐々に減少する。この結果、出力分担率規定値Qは徐々に増加し、他の発電設備の出力(出力指令値)も負荷分担率が上がるため徐々に増加する。ここで、停止する発電設備3iの出力の減少分と他の発電設備の出力の増加分とは等しく、複数の発電設備3i全体の出力は、変化しないため、受電電力Pおよび総発電電力目標値Peは、変化しない。When the first characteristic coefficient K i is gradually decreased, the output (output command value U i ) of the power generation facility 3 i is also gradually decreased, and the total power generation capacity SK is also gradually decreased. As a result, the output sharing rate regulation value Q gradually increases, and the outputs (output command values) of other power generation facilities also gradually increase because the load sharing rate increases. Here, since the decrease in the output of the power generation facility 3 i to be stopped is equal to the increase in the output of the other power generation facilities, and the output of the plurality of power generation facilities 3 i does not change, the received power P and the total generated power target value P e does not change.
発電設備3iを起動させたり停止させたりする際に、上記のように第1の特性係数Kiを徐々に増加または減少させることにより、スムーズな発電設備3iの起動または停止を行うことができる。また、発電設備3iの制御ループにおいて、信号の切り替え、または、第1の特性係数Ki以外の制御パラメータの変更等の複雑な操作が不要であり、簡単な操作でスムーズな発電設備の状態切り替えを行うことができる。When the power generation facility 3 i is started or stopped, the first characteristic coefficient K i is gradually increased or decreased as described above, so that the power generation facility 3 i can be started or stopped smoothly. it can. Further, in the control loop of the power generation equipment 3 i , complicated operation such as signal switching or change of control parameters other than the first characteristic coefficient K i is unnecessary, and the state of the power generation equipment is smooth with simple operation. Switching can be done.
新たに発電設備3iを起動させる場合、停止状態にある発電設備3iが複数ある場合には、そのうちの何れの発電設備3iを起動させるかについての決定は、所定の優先順位に基づいて行われることとしてもよい。同様に、起動している発電設備3iが複数あり、そのうちの1機を停止させる場合にも、所定の優先順位に基づいて停止させる発電設備3iを決定してもよい。When a new power generation facility 3 i is activated, and there are a plurality of power generation facilities 3 i in a stopped state, the decision as to which of the power generation facilities 3 i to activate is based on a predetermined priority order. It may be performed. Similarly, when there are a plurality of activated power generation facilities 3 i and one of them is stopped, the power generation facility 3 i to be stopped may be determined based on a predetermined priority order.
なお、発電設備3iにおける状態の切り替えは、対応する発電設備3iにおけるオペレータが手動で行ってもよいし、当該発電設備3iが自動で行ってもよい。この場合、起動発電設備選定部29は、すべての発電設備3iに向けて所定の発電設備の起動または停止状態を切り替える切替指令信号を送信するよう構成されてもよい。切替指令信号は、状態を切り替える発電設備3iを特定する情報を含んでもよい。これにより、起動または停止の切り替えが行われる発電設備以外の発電設備においても、どの発電設備3iが起動しているかを把握することができる。The switching states at power plant 3 i is to the operator in the corresponding power generation equipment 3 i may be performed manually, the power generation equipment 3 i may be performed automatically. In this case, the startup power generation
ここで、発電設備3iの起動または停止を自動で行う場合においては、以下のような課題がある。Here, in a case where the start or stop of power generation equipment 3 i automatically, has the following problems.
まず、出力分担率規定値Qにおける上限値および下限値の設定が必要となる。出力分担率規定値Qの上限値および下限値を適切に設定しないと、発電設備3iの出力が負荷変動に追従できなくなったり、発電効率が低下したり、発電設備3iが頻繁に起動または停止したりするといった不具合が発生するおそれがある。また、上限値および下限値の適正値は負荷の状況や時間帯によって変化する可能性も考えられる。また、発電設備3iはその種類(原動機の種類)により、応答特性や効率が異なる。このため、発電設備3iを起動または停止させる場合には、所望の調整能力(急な負荷変動に対応する能力)が確保でき、かつ総合的な運転効率が高くなる発電機を選択する必要がある。さらに、 発電設備3iの起動時間を考慮する必要がある。発電設備3iを起動させる場合、起動開始後、徐々に出力を上昇させるため、所定の出力に到達するまでに時間を要する。したがって、発電設備3iを起動させる場合、これらの時間遅れを考慮する必要がある。さらに、不要な起動または停止操作を適切に防止する必要がある。発電設備3iにおいて一時的な負荷変動が度々発生すると、設定された出力分担率規定値Qの上限値および下限値によっては、発電設備3iの起動または停止が頻発するおそれがある。発電設備3iの起動または停止には余分な燃料が消費される他、発電設備3iの寿命を縮める可能性も考えられることから、余分な起動または停止が発生しないようにする必要がある。First, it is necessary to set an upper limit value and a lower limit value for the output sharing ratio prescribed value Q. If the upper limit value and lower limit value of the output sharing rate regulation value Q are not set appropriately, the output of the power generation equipment 3 i cannot follow the load fluctuation, the power generation efficiency decreases, the power generation equipment 3 i is frequently started or There is a risk of problems such as stopping. Moreover, there is a possibility that the appropriate values of the upper limit value and the lower limit value may change depending on the load condition and time zone. Further, the power generation equipment 3 i has different response characteristics and efficiency depending on its type (type of prime mover). For this reason, when starting or stopping the power generation equipment 3 i , it is necessary to select a generator that can ensure a desired adjustment capability (capability to cope with sudden load fluctuations) and improve the overall operation efficiency. is there. Furthermore, it is necessary to consider the start-up time of the power generation equipment 3 i . When starting up the power generation equipment 3 i , since the output is gradually increased after the start-up, it takes time to reach a predetermined output. Therefore, when starting the power generation equipment 3 i , it is necessary to consider these time delays. Furthermore, it is necessary to appropriately prevent unnecessary start or stop operations. If transient load variation in the power generation equipment 3 i is frequently generated, the upper limit value and the lower limit value of the set output sharing ratio specified value Q, which may start or stop of the power generation facility 3 i occurs frequently. Other start or extra fuel to stop the power generation equipment 3 i is consumed, since it is a possibility to reduce the power generation equipment 3 i life, extra start or stop is required to avoid generation.
上記のような課題に対しては、以下のような自動起動/停止アルゴリズムを適用することができる。まず、これまでの負荷実績等から各時刻における出力分担率規定値Qの上限値(第1のしきい値)Q1および下限値(第2のしきい値)Q2を予め定めておき、発電設備起動停止判定部14は、所定のタイミングごとに当該判定時の時刻における出力分担率規定値Qの上限値Q1および下限値Q2に基づいて発電設備3iを起動または停止するか否かを判定する。すなわち、発電設備起動停止判定部14が、出力分担率規定値Qがそのときの上限値Q1より大きい値になったと判定した場合、停止している発電設備3iのうち予め定められた起動についての優先順位が最も高い発電設備を起動するための切替指令信号を出力する。また、発電設備起動停止判定部14が、出力分担率規定値Qがそのときの下限値Q2より小さい値になったと判定した場合、起動している発電設備3iのうち予め定められた停止についての優先順位が最も高い発電設備を停止するための切替指令信号を出力する。The following automatic start / stop algorithms can be applied to the above problems. First, an upper limit value (first threshold value) Q1 and a lower limit value (second threshold value) Q2 of the output sharing rate prescribed value Q at each time are determined in advance from the past load results, etc. The start /
図10は時刻に応じた予測される需要電力と出力分担率規定値の上限値および下限値との関係を示すグラフである。図10の下のグラフは、分散型発電システム1が適用されたある地域における時刻に応じた予測される需要電力の変化を示すグラフである。図10の上のグラフは、予測される需要電力に応じた出力分担率規定値の上限値Q1および下限値Q2の時間的変化を示すグラフである。予測される需要電力の変動が少ない(所定の範囲内である)時間帯を期間A、予測される需要電力の増加率が大きい(第1の割合以上である)時間帯を期間B、予測される需要電力の変動周期が短い(短期間で減少した後増加する)時間帯を期間Cとしている。期間Cは、予測される需要電力の減少率が第2の割合以上であり、かつその後の予測される需要電力の増加率が第3の割合以上である場合として設定される。なお、第1の割合、第2の割合および第3の割合は、それぞれ好適に設定され、各値は同じであってもよいし、それぞれ異なってもよい。
FIG. 10 is a graph showing the relationship between the predicted demand power according to the time and the upper limit value and the lower limit value of the output sharing rate prescribed value. The lower graph of FIG. 10 is a graph showing a predicted change in demand power according to time in a certain area where the distributed
本実施形態において、発電設備起動停止判定部14は、分散型発電システム1において予測される需要電力(分散型電力系統27に接続されるすべての負荷Lが必要とする電力)の所定時間当たりの増加率が所定の第1の割合以上である所定の第1の期間Bにおいて、上限値(第1のしきい値)Q1および下限値(第2のしきい値)Q2を、それぞれ、需要電力の変化が所定の範囲内である期間Aにおいて設定される値より低く設定する。さらに、発電設備起動停止判定部14は、需要電力の所定時間当たりの減少率が所定の第2の割合以上であり、かつ、その後、需要電力の所定時間当たりの増加率が所定の第3の割合以上となる所定の第2の期間Cにおいて、下限値(第2のしきい値)Q2を、需要電力の変化が所定の範囲内である期間Aにおいて設定される値より低く設定する。
In the present embodiment, the power generation facility start /
このように、期間Bにおいては、出力分担率規定値の上限値Q1および下限値Q2は何れも期間Aに対して低く設定される。需要電力の増加率が大きい期間Bにおいて上限値Q1および下限値Q2を低く設定することにより、発電設備3iの負荷負担率が低くなるため、効率は低下するが、発電設備3iの発電能力に余裕を持たせることができる。したがって、発電設備3iの起動時間による出力増加の遅れに対応することができる。また、期間Cとして示されるように、例えば工場設備において昼間の休憩時間に負荷が低下し、その後再び増加するような場合には、出力分担率規定値の下限値Q2のみ期間Aに対して低く設定される。これにより、急激に需要電力が減少および増加することによる出力分担率規定値Qの急激な減少および増加に対して発電設備3iの停止および起動が短時間で生じることを防止することができる。なお、発電設備3iの停止には、起動の場合ほど時間がかからないため、需要電力の減少率が大きい時間帯については、期間Aとして需要電力の変動が少ない時間帯と同様の上限値Q1および下限値Q2が設定される。As described above, in the period B, the upper limit value Q1 and the lower limit value Q2 of the output sharing ratio prescribed value are both set lower than the period A. By setting the upper limit value Q1 and the lower limit value Q2 low in the period B in which the rate of increase in demand power is large, the load burden rate of the power generation equipment 3 i is reduced, so the efficiency is reduced, but the power generation capacity of the power generation equipment 3 i Can be afforded. Therefore, it is possible to cope with a delay in output increase due to the startup time of the power generation equipment 3 i . Also, as shown as period C, for example, when the load decreases during the daytime break time in factory equipment and then increases again, only the lower limit value Q2 of the output sharing rate prescribed value is lower than the period A. Is set. As a result, it is possible to prevent the power generation equipment 3 i from stopping and starting in a short time with respect to the rapid decrease and increase in the output sharing ratio prescribed value Q due to the sudden decrease and increase in demand power. In addition, since it takes less time to stop the power generation equipment 3 i than in the case of the start-up, the upper limit value Q1 similar to the time zone in which the fluctuation of the demand power is small as the period A in the time zone where the reduction rate of the demand power is large, A lower limit value Q2 is set.
なお、優先順位は、特に限定されないが、発電効率と調整能力とが適度にバランスするように定められる。例えば、発電設備3iの発電容量が大きいほど起動についての優先順位を高めに設定し、停止についての優先順位を低めに設定する。これにより、起動および停止の切り替えが頻繁に発生しないようにする。また、必要とされる過渡的な応答性能は需要に比例して増加する傾向があるため、起動している発電設備3iが増えるほど一定割合で過渡的な応答性能が増えるように順位が設定される。すなわち、起動についての優先順位が、起動している数と設備全体の過渡的な応答性能とが比例するように、設定される。また、同じ種類の発電設備3iが複数ある場合、起動時間が長いものを優先的に停止し、停止時間が長いものを優先的に起動するようにしてもよい。これにより、同じ発電設備3iが頻繁に起動および停止を繰り返すことを防止できる。また、発電設備3iを停止するための優先順位は、起動するための優先順位の逆順となるように設定されてもよいし、全く異なる優先順位を採用してもよい。In addition, although a priority is not specifically limited, it determines so that power generation efficiency and adjustment capability may be balanced moderately. For example, as the power generation capacity of the power plant 3 i is larger set a higher priority for the start, to set lower the priority of the stop. This prevents frequent switching between start and stop. In addition, since the required transient response performance tends to increase in proportion to demand, the order is set so that the transient response performance increases at a constant rate as the number of power generation equipment 3 i that is activated increases. Is done. In other words, the priority order for activation is set so that the number of activations is proportional to the transient response performance of the entire facility. In addition, when there are a plurality of power generation facilities 3 i of the same type, those having a long start time may be preferentially stopped, and those having a long stop time may be preferentially started. Thereby, it is possible to prevent the same power generation facility 3 i from repeatedly starting and stopping. Moreover, the priority order for stopping the power generation equipment 3 i may be set to be the reverse order of the priority order for starting, or a completely different priority order may be adopted.
また、すべての発電設備3iについて起動および停止を切り替える処理の対象としなくてもよい。例えば、調整能力(応答性能)が高くない発電設備3iは、ベース電源として常に起動状態としておき、停止させないようにしてもよい。Moreover, it is not subject to the process of switching the start and stop of all of the power generation facility 3 i. For example, the power generation equipment 3 i whose adjustment capability (response performance) is not high may be always activated as a base power supply and may not be stopped.
なお、上記の構成に代えて、発電設備起動停止判定部14からの出力信号wは、電力需給制御装置4に設けられた報知部(図示せず)を動作させる信号として構成されてもよい。例えば、出力分担率規定値Qが所定の第1のしきい値Q1を超えた場合、発電設備起動停止判定部14は、起動している発電設備3iの数を増やすべき信号を報知部に送ることで、報知部が起動している発電設備3iの数を増やすべき旨の報知を行う。また、例えば出力分担率規定値Qが所定の第2のしきい値Q2以下である場合、発電設備起動停止判定部14は、起動している発電設備3iの数を減らすべき信号を報知部に送ることで、報知部が起動している発電設備3iの数を減らすべき旨の報知を行う。報知部における報知態様は、例えば、所定のランプを点灯させたり、管理画面に警告表示を行ったり、音声による報知等、種々適用可能である。これにより、報知部による報知を受けて、オペレータが手動で起動または停止の切り替えを行うべき発電設備3iに切り替え指示を行ってもよいし、オペレータが手動で当該発電設備3iの起動状態または停止状態を切り替えることとしてもよい。Instead of the above configuration, the output signal w from the power generation facility activation /
発電設備起動停止判定部14における判定処理と、発電電力目標値算出部8における出力指令値Uiの生成とは独立して行われる。したがって、一の発電設備3iの起動または停止により、その他の発電設備3iの出力指令値Uiも再調整が必要となる。この場合、発電設備起動停止判定部14が発電電力目標値算出部8に対して自動的に差異計算の指令を送ることとしてもよいし、オペレータの指示に基づいて発電電力目標値算出部8が再計算可能に構成されてもよい。また、本実施形態の例に代えて、発電設備起動停止判定部14における判定処理を行った後(発電設備3iの数が調整された後)に、発電電力目標値算出部8が調整後の発電設備3iに基づいて出力指令値Uiを算出してもよい。The determination process in the power generation equipment start /
<第3実施形態>
次に、本発明の第3実施形態について説明する。図11は本発明の第3実施形態に係る電力需給制御装置の構成例を示すブロック図である。なお、第1実施形態と同様の構成については同じ符号を付して説明を省略する。図11に示すように、本実施形態の電力需給制御装置4Bが、第1実施形態の電力需給制御装置4と異なる点は、分散型電力系統27における系統周波数fを計測し、所定の系統周波数目標値frefとの偏差に基づいて複数の発電設備3iのそれぞれへの出力指令値Uiを補正する出力指令値補正部15を備えていることである。さらに、本実施形態において、電力需給制御装置4Bは、計測された系統周波数fと系統周波数目標値frefとの偏差に基づく周波数目標補正値fcomを算出する周波数目標補正値算出部16を備えている。なお、分散型電力系統27の系統周波数fは、連係運転時においては外部電力系統2の周波数に略一致する。<Third Embodiment>
Next, a third embodiment of the present invention will be described. FIG. 11 is a block diagram showing a configuration example of a power supply and demand control apparatus according to the third embodiment of the present invention. In addition, about the structure similar to 1st Embodiment, the same code | symbol is attached | subjected and description is abbreviate | omitted. As shown in FIG. 11, the power supply /
例えば新興国等の脆弱な外部電力系統2においては、送電線容量の不足だけでなく周波数変動が頻発する問題もある。発電設備3iが外部電力系統2と連系運転している場合に、外部電力系統2において周波数変動が生じた場合、発電設備3iの出力が変動してしまう。発電設備3iの出力が小さくなると、その不足分を補うために、外部電力系統2からの受電電力Pが大きくなり、送電線容量を超えてしまうおそれが生じる。一方、発電設備3iの出力が大きくなると、発電設備3iが過負荷となり、トリップしてしまうおそれが生じる。For example, in the weak
そこで、本実施形態の構成においては、各発電設備3iに負荷分担するための出力指令値Uiに対して分散型電力系統27の周波数変動に応じた補正値を加えている。これにより、外部電力系統2において周波数変動が生じた場合に、発電設備3iの出力変動を抑えることができる。したがって、電力系統における需要家(負荷L)に対して電力の安定供給を行うことができる。Therefore, in the configuration of the present embodiment, a correction value corresponding to the frequency variation of the distributed
図12は図11に示す電力需給制御装置の周波数目標補正値算出部16における演算の概要を示すブロック図である。前述のように、周波数目標補正値算出部16には、分散型電力系統27における系統周波数fが入力される。この系統周波数fは、外部電力系統2における系統周波数と等しい値となる。系統周波数fは、予め定められた系統周波数目標値frefから差し引かれ、その偏差fref−fが算出される。この偏差fref−fは、除算器17に入力される。除算器17は、偏差fref−fを定格周波数fbaseで除算し、正負を反転させて出力する。除算器17から出力された値が周波数目標補正値fcomとなる。周波数目標補正値fcomは、周波数変動による発電設備の出力変動が発生しないように、発電設備3iの周波数目標値を補正するための値となる。FIG. 12 is a block diagram showing an outline of calculation in the frequency target correction
図13は図11に示す電力需給制御装置の出力指令値補正部における演算の概要を示すブロック図である。出力指令値補正部15は、周波数目標補正値算出部16で算出された周波数目標補正値fcomを、複数の発電設備3iのそれぞれに対応した出力指令補正値Pfiを演算する複数の発電設備i補正値演算部18i(i=1〜n)を備えている。この発電設備i補正値演算部18iで算出された出力指令補正値Pfiを、発電設備i出力指令値算出部10iから出力された出力指令値Uiに加えることにより、出力指令値補正部15は、各発電設備3iに対して出力する補正後出力指令値Ufiを生成する。FIG. 13 is a block diagram showing an outline of calculation in the output command value correction unit of the power supply and demand control apparatus shown in FIG. The output command
図14は図13に示す出力指令値補正部の発電設備i補正値演算部における演算の概要を示すブロック図である。発電設備i補正値演算部18iは、周波数目標補正値fcomに、対応する発電設備3iにおける定格容量Siを掛け合わせ、対応する発電設備3iにおけるドループ(速度調定率)Diで除算した値を各発電設備3iにおける出力指令補正値Pfiとして出力する。これにより、出力指令補正値Pfiは、電力補正値に変換されるため、出力指令値生成部6から出力される出力指令値Ui(電力値)にそのまま加算することができる。FIG. 14 is a block diagram showing an outline of calculation in the power generation facility i correction value calculation unit of the output command value correction unit shown in FIG. Power generation equipment i correction
なお、これに代えて、発電設備i補正値演算18iを設けず、周波数補正値fcomを別途直接各発電設備3iに送り、各発電設備3iが受信した出力指令値Uiに基づいて、周波数補正値fcomによる出力補正を行いながら、電力出力制御を行うこととしてもよい。Instead of this, the power generation equipment i
本実施形態においても、複数の発電設備3iのそれぞれの出力指令値Uiの算出態様(負荷分担態様)は、第1実施形態と同様の構成とすることにより、比較的簡単な構成で、複数の発電設備3iの発電電力を外部電力系統2からの受電電力Pの変動に迅速に対応させることができる。ただし、本実施形態における系統周波数fに基づく出力指令値Uiの補正態様は、上記第1実施形態において出力指令値Uiを生成する態様に限られず、複数の発電設備3iに負荷分担する他の構成にも適用可能である。Also in this embodiment, the calculation mode (load sharing mode) of each output command value U i of the plurality of power generation facilities 3 i is a relatively simple configuration by adopting the same configuration as in the first embodiment. The generated power of the plurality of power generation facilities 3 i can be quickly adapted to fluctuations in the received power P from the
<第4実施形態>
次に、本発明の第4実施形態について説明する。図15は本発明の第4実施形態に係る電力需給制御装置の構成例を示すブロック図である。なお、第3実施形態と同様の構成については同じ符号を付して説明を省略する。図15に示すように、本実施形態の分散型発電システム1Cにおける電力需給制御装置4Cが、第3実施形態の電力需給制御装置4Bと異なる点の1つは、総発電電力目標値算出部5Cが、外部電力系統2と複数の発電設備3iとが連系運転していることを示す連系運転状態と、複数の発電設備3iが自立運転していることを示す自立運転状態との何れかを示す状態信号SSを受信し、連系運転状態である場合には、受電電力Pと受電電力目標値Poとの偏差を積算することにより総発電電力目標値Peを算出し、自立運転状態である場合には、分散型電力系統27における系統周波数fを計測し、所定の系統周波数目標値frefとの偏差に基づいて総発電電力目標値Peを算出するように構成されることである。さらに、本実施形態の電力需給制御装置4Cにおいては、周波数目標値算出部16Cが状態信号SSを受信し、連系運転状態である場合には、分散型電力系統27における系統周波数fを計測して所定の系統周波数目標値frefとの偏差に基づいて周波数目標補正値fcomを算出し、自立運転状態である場合には、出力するfcomを0とするように構成される。<Fourth embodiment>
Next, a fourth embodiment of the present invention will be described. FIG. 15 is a block diagram showing a configuration example of a power supply and demand control apparatus according to the fourth embodiment of the present invention. In addition, about the structure similar to 3rd Embodiment, the same code | symbol is attached | subjected and description is abbreviate | omitted. As shown in FIG. 15, one of the differences between the power supply and
例えば新興国等の外部電力系統2が脆弱な地域においては、停電が頻発するおそれがある。このような地域において分散型発電システムを設置する場合、外部電力系統2における停電の影響を受けずに需要家に電力供給を継続するために、各発電設備3iを外部電力系統2から切り離して自立運転させる機能が望まれる。すなわち、各発電設備3iを外部電力系統2とは独立した電力系統とする機能が望まれる。さらに、自立運転への移行後は、受電点Rにおける受電電力Pに基づく負荷分担は行えないため、各発電設備3iの特性によって、系統周波数に所定値からの定常的な偏差が生じ、電源品質が低下するおそれがある。For example, in areas where the
そこで、本実施形態においては、複数の発電設備3iに対して、自立運転状態と連系運転状態との切り替えを行う構成(遮断器26を備える構成)とした上で、連系運転状態である場合には、受電電力Pと受電電力目標値Poとの偏差を積算することにより総発電電力目標値Peを算出する一方、自立運転状態である場合には、系統周波数fと所定の系統周波数目標値frefとの偏差に基づいて総発電電力目標値Peを算出することとしている。これにより、連系運転から自立運転へ切り替えた際に、自立運転中の負荷変動による定常的な周波数の偏差を解消することができる。したがって、電源品質を良好に維持することができる。Therefore, in the present embodiment, the power generation equipment 3 i is configured to switch between the self-sustained operation state and the interconnected operation state (configuration including the circuit breaker 26), and then in the interconnected operation state. In some cases, the total generated power target value Pe is calculated by integrating the deviation between the received power P and the received power target value P o , while in the self-sustaining operation state, the system frequency f and a predetermined value are calculated. The total generated power target value Pe is calculated based on the deviation from the system frequency target value f ref . Thereby, when switching from the grid operation to the independent operation, it is possible to eliminate the steady frequency deviation due to the load fluctuation during the independent operation. Therefore, it is possible to maintain the power supply quality satisfactorily.
図16は図15に示す電力需給制御装置の総発電電力目標値算出部における演算の概要を示すブロック図である。総発電電力目標値算出部5Cは、受電点Rにおいて計測される受電電力Pと予め定められた受電電力目標値Poとが入力され、これらに基づいた電力偏差ΔPを出力する受電電力制御部19と、分散型電力系統27における系統周波数fと予め定められた系統周波数目標値frefとが入力され、これらに基づいた電力偏差ΔPfを出力する系統周波数制御部20と、受電電力制御部19または系統周波数制御部20の出力を積分し、正負を反転させることにより発電電力目標値Peを出力する積分器9と、状態信号SSに応じて受電電力制御部19から出力される電力偏差ΔPおよび系統周波数制御部20から出力される電力偏差ΔPfのうちの何れかを積分器9に入力するための切り替え部21とを備えている。切り替え部21は、状態信号SSが連系運転状態を示す場合に、受電電力制御部19から出力される電力偏差ΔPを積分器9に入力し、状態信号SSが自立運転状態を示す場合に、系統周波数制御部20から出力される電力偏差ΔPfを積分器9に入力するよう構成される。
FIG. 16 is a block diagram showing an outline of calculation in the total generated power target value calculation unit of the power supply and demand control apparatus shown in FIG. Total generated power target
このような構成により、総発電電力目標値算出部5Cは、複数の発電設備3iが連系運転状態および自立運転状態の何れかであることを示す状態信号SSに応じて、受電電力Pに基づいて発電電力目標値Peを生成するか、系統周波数fに基づいて発電電力目標値Peを生成するかを切り替える。With such a configuration, the total generated power target
図17は図16に示す受電電力制御部の演算の概要を示すブロック図である。受電電力制御部19は、受電電力Pを、予め定められた受電電力目標値Poから差し引き、その偏差Po−Pを電力偏差ΔPとして算出する。FIG. 17 is a block diagram showing an outline of the calculation of the received power control unit shown in FIG. It received
図18は図16に示す系統周波数制御部の演算の概要を示すブロック図である。系統周波数制御部20は、状態信号SSが連系運転状態から自立運転状態に切り替わった場合に、系統周波数fと系統周波数目標値frefとが入力され、第1の連系自立切替処理を行うことにより、補正後周波数目標値fcrを出力する第1の連系自立切替処理部22と、補正後周波数目標値fcrと系統周波数fとの偏差fcr−fを定格周波数fbaseで除算する除算器23と、除算器23の出力に周波数制御ゲインKfcを掛け合せ、正負を反転させた値を電力偏差ΔPfとして出力する乗算器24とを備えている。FIG. 18 is a block diagram showing an outline of the calculation of the system frequency control unit shown in FIG. The system
連系運転状態から自立運転状態に切り替わった際、系統周波数fと系統周波数目標値frefとの偏差が大きいと、それに基づく総発電電力目標値Peも大きく変動するおそれがある。総発電電力目標値Peが大きく変動すると、複数の発電設備3iの制御が不安定になるおそれがある。このため、第1の連系自立切替処理部22は、状態信号SSが連系運転状態から自立運転状態に切り替わった場合に、系統周波数fと系統周波数目標値frefとの偏差が徐々に小さくなるような系統周波数目標値を補正後周波数目標値fcrとして出力するように構成されている。When switching from interconnected operation state to the autonomous operation state, when the deviation between the system frequency f and the power system frequency target value f ref is large, there is a risk of fluctuations total generated power target value P e is large based on it. If the total generated power target value Pe greatly varies, the control of the plurality of power generation facilities 3 i may become unstable. For this reason, the first interconnection independent
図19は図18に示す第1の連系自立切替処理部から出力される補正後周波数目標値における自立運転への移行開始後の時間的変化を示すグラフである。状態信号SSが連系運転状態である場合、第1の連系自立切替処理部22は、系統周波数fを出力する。時刻t1において、状態信号SSが連系運転状態から自立運転状態に切り替わった場合、第1の連系自立切替処理部22は、時刻t1における系統周波数fから予め定められた系統周波数目標値frefに徐々に近づくような値を補正後周波数目標値fcrとして出力する。FIG. 19 is a graph showing a temporal change after the start of the shift to the independent operation in the corrected frequency target value output from the first interconnection independent switching processing unit shown in FIG. When the state signal SS is in the grid operation state, the first grid self-sustained
なお、図19においては、補正後周波数目標値fcrが時間変化に対して比例的に増加するような態様について例示しているが、これに限られない。例えば、単位時間当たりの変化量が徐々に減少するように2次曲線的に増加する態様としてもよい。また、移行期間を予め決めておき、当該移行期間内に系統周波数目標値frefに近似するように単位時間当たりの変化量が定められてもよい。また、図19においては、時刻t1において系統周波数fが系統周波数目標値frefに対して小さい場合について説明しているが、時刻t1において系統周波数fが系統周波数目標値frefに対して大きい場合も同様である。In FIG. 19, an example is illustrated in which the corrected frequency target value f cr is proportionally increased with respect to time change, but is not limited thereto. For example, it is good also as an aspect which increases in a quadratic curve so that the variation | change_quantity per unit time may reduce gradually. Alternatively, the transition period may be determined in advance, and the amount of change per unit time may be determined so as to approximate the system frequency target value f ref within the transition period. Further, in FIG. 19, although the system frequency f at time t 1 is explained smaller relative power system frequency target value f ref, the system frequency f at time t 1 is relative to the power system frequency target value f ref The same applies to a large case.
補正後周波数目標値fcrが系統周波数目標値frefに到達した後は、第1連系自立切替処理部22は、系統周波数目標値frefを出力する。After the corrected frequency target value f cr reaches the system frequency target value f ref , the first interconnection independent
このような構成によれば、複数の発電設備3iを連系運転から自立運転に切り替えた際に、系統周波数fと系統周波数目標値frefとの偏差が大きくても、その偏差を埋めるように徐々に変化する補正後周波数目標値fcrを用いて総発電電力目標値Peが算出される。このため、連系運転から自立運転への切り替え時において総発電電力目標値Peが大きく変動することを防止し、複数の発電設備3iの制御を安定して行うことができる。According to such a configuration, when the plurality of power generation facilities 3 i are switched from the grid operation to the independent operation, even if the deviation between the system frequency f and the system frequency target value f ref is large, the deviation is filled. The total generated power target value Pe is calculated using the corrected frequency target value f cr that gradually changes to. For this reason, it is possible to prevent the total generated power target value Pe from fluctuating greatly when switching from the grid operation to the independent operation, and to control the plurality of power generation facilities 3 i stably.
なお、状態信号SSが自立運転状態から連系運転状態に切り替わった場合、第1の連系自立切替処理部22は、系統周波数fを出力する。
When the state signal SS is switched from the autonomous operation state to the interconnection operation state, the first interconnection independent
本実施形態においても、電力需給制御装置4Cは、分散型電力系統27における系統周波数fを計測し、所定の系統周波数目標値frefとの偏差に基づいて複数の発電設備3iのそれぞれへの出力指令値Uiを補正する出力指令値補正部15と、計測された系統周波数fと系統周波数目標値frefとの偏差に基づく周波数目標補正値fcomを算出する周波数目標補正値算出部16Cとを備えている。In this embodiment, the power supply and
図20は図15に示す電力需給制御装置の周波数目標補正値算出部における演算の概要を示すブロック図である。図20に示すように、本実施形態における周波数目標補正値算出部16Cは、偏差fref−fを定格周波数fbaseで除算し、正負を反転させる除算器17の出力f’comに対して第2の連系自立切替処理を行う第2の連系自立切替処理部25を備えている。FIG. 20 is a block diagram showing an outline of calculation in the frequency target correction value calculation unit of the power supply and demand control apparatus shown in FIG. As shown in FIG. 20, the frequency target correction
自立運転時には、もともと系統周波数fと系統周波数目標値frefとの偏差fref−fに基づいて総発電電力目標値Peが算出されるため、これに基づいて生成された出力指令値Uiにさらに同じ偏差fref−fに基づく補正を行うべきではない。したがって、自立運転時において、周波数目標補正値算出部16Cは、出力する周波数目標補正値fcomを0にする必要がある。ここで、上述したように、連系運転から自立運転への切替時において、総発電電力目標値Peは、第1の連系自立切替処理によって偏差fref−fが徐々に小さくなるような系統周波数目標値(補正後周波数目標値)fcrに基づいて算出される。すなわち、自立運転への移行後もしばらくは当該偏差fref−fに基づく補正を行うことが好ましい。Since the total generated power target value Pe is originally calculated based on the deviation f ref -f between the system frequency f and the system frequency target value f ref during the independent operation, the output command value U i generated based on this is calculated. Furthermore, correction based on the same deviation f ref −f should not be performed. Accordingly, during the independent operation, the frequency target correction
このため、第2の連系自立切替処理部25は、状態信号SSが連系運転状態から自立運転状態に切り替わった場合に、当該切り替わったときの除算器17の出力値f’comから徐々に小さい値となるような周波数目標補正値fcomを出力する。第2の連系自立切替処理部25は、周波数目標補正値fcomが最終的に0になるような処理を行う。
For this reason, when the state signal SS is switched from the interconnection operation state to the autonomous operation state, the second interconnection independent switching processing unit 25 gradually starts from the output value f ′ com of the
図21は図20に示す第2の連系自立切替処理部から出力される周波数補正値における自立運転への移行開始後の時間的変化を示すグラフである。状態信号SSが連系運転状態である場合、第2の連系自立切替処理部22は、除算器17の出力値f’comを周波数目標補正値fcomとして出力する。すなわち、連系運転状態における周波数目標補正値算出部16Cの出力は、第2実施形態における周波数目標補正値算出部16の出力と同時になる。時刻t1において、状態信号SSが連系運転状態から自立運転状態に切り替わった場合、第2の連系自立切替処理部25は、時刻t1における周波数目標補正値fcom(=f’com)から徐々に0に近づくような値を周波数目標補正値fcomとして出力する。
FIG. 21 is a graph showing a temporal change after the start of the transition to the independent operation in the frequency correction value output from the second interconnection independent switching processing unit shown in FIG. When the state signal SS is interconnected operation state, the second interconnection
例えば、第2の連系自立切替処理部25が出力する周波数目標補正値fcomが0に到達した際に、第1の連系自立切替処理部22が出力する補正後周波数目標値fcrが系統周波数目標値frefに近似する値となるように、第2の連系自立切替処理部25における単位時間当たりの周波数目標補正値fcomの変化量が定められる。For example, when the frequency target correction value f com output from the second interconnection independent switching processing unit 25
このような構成によれば、複数の発電設備3iを連系運転から自立運転に切り替えた際に、総発電電力目標値Peを受電電力Pに基づいて算出される値から系統周波数fに基づいて算出される値に緩やかに移行させる第1の連系自立切替処理を行う場合であっても、系統周波数fと系統周波数目標値frefとの偏差に基づく補正量を徐々に小さくことにより、発電設備3iへの出力指令値Uiを適切に補正することができる。According to this structure, a plurality of power generation equipment 3 i when switching to autonomous operation from interconnected operation, the total generated power target value P e from the value calculated based on the reception power P to the grid frequency f Even in the case of performing the first interconnection independent switching process for gradually shifting to the value calculated based on the value, the correction amount based on the deviation between the system frequency f and the system frequency target value f ref is gradually reduced. , an output command value U i for power generation equipment 3 i can be appropriately corrected.
なお、本実施形態においては、状態信号SSに基づいて総発電電力目標値Peを算出するための入力値を切り替える構成(総発電電力目標値算出部5C)を、第2実施形態の構成に加えた態様について説明したが、この構成を、第1実施形態の構成に加えた態様としてもよい。すなわち、例えば図15において、出力指令値補正部15および周波数目標値算出部16Cを備えない構成としてもよい。In the present embodiment, configured to switch between an input value for calculating the total generated power target value P e based on the state signal SS (total generation power target
上記説明から、当業者にとっては、本発明の多くの改良や他の実施形態が明らかである。従って、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきであり、本発明を実行するための態様を当業者に教示する目的で提供されたものである。本発明の精神を逸脱することなく、その構造および/または機能の詳細を実質的に変更できる。例えば、複数の上記実施形態における各構成要素を任意に組み合わせることとしてもよい。 From the foregoing description, many modifications and other embodiments of the present invention are obvious to one skilled in the art. Accordingly, the foregoing description is to be construed as illustrative only and is provided for the purpose of teaching those skilled in the art the manner of carrying out the invention. The details of the structure and / or function may be substantially changed without departing from the spirit of the invention. For example, the components in the plurality of embodiments may be arbitrarily combined.
また、上記第2実施形態および第3実施形態においては、上記第1実施形態における受電電力Pに基づいて複数の発電設備3iにより発電すべき電力目標値(総発電電力目標値Pe)を算出する構成に限られず、負荷電力および再生可能エネルギーの合計値から電力目標値を算出してもよい。Further, in the second embodiment and the third embodiment, the power target value to be generated by the plurality of power generation equipment 3 i on the basis of the reception power P in the first embodiment (total generated power target value P e) The power target value may be calculated from the total value of the load power and the renewable energy without being limited to the calculated configuration.
上記説明から、当業者にとっては、本発明の多くの改良や他の実施形態が明らかである。従って、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきであり、本発明を実行する最良の態様を当業者に教示する目的で提供されたものである。本発明の精神を逸脱することなく、その構造及び/又は機能の詳細を実質的に変更できる。 From the foregoing description, many modifications and other embodiments of the present invention are obvious to one skilled in the art. Accordingly, the foregoing description should be construed as illustrative only and is provided for the purpose of teaching those skilled in the art the best mode of carrying out the invention. The details of the structure and / or function may be substantially changed without departing from the spirit of the invention.
本発明の電力需給制御装置は、比較的簡単な構成で、複数の発電設備の発電電力を外部電力系統からの受電電力の変動に迅速に対応させるために有用である。 The power supply and demand control apparatus according to the present invention is useful for quickly responding to fluctuations in received power from an external power system with a relatively simple configuration.
1,1A,1B,1C 分散型発電システム
2 外部電力系統
3i(i=1,2,…,n) 発電設備
4,4A,4B,4C 電力需給制御装置
5,5C 総発電電力目標値算出部
6 出力指令値生成部
7 出力分担率規定値算出部
8 発電電力目標値算出部
9 積分器
10i(i=1,2,…,n) 発電設備i出力指令値算出部
11 比例演算部
12 一次遅れ微分演算部
13 定格容量乗算部
14 発電設備起動停止判定部
15 出力指令値補正部
16,16C 周波数目標補正値算出部
17 除算器
18i(i=1,2,…,n) 発電設備i補正値演算部
19 受電電力制御部
20 系統周波数制御部
21 切り替え部
22 第1の連系自立切替処理部
23 除算器
24 乗算器
25 第2の連系自立切替処理部
26 遮断器
27 分散型電力系統
28 電力需給制御装置に接続されていない発電設備
29 起動発電設備選定部
L 負荷1, 1A, 1B, 1C Distributed
Claims (9)
前記外部電力系統からの受電電力を計測し、所定の受電電力目標値との偏差を積算することにより、前記複数の発電設備により発電すべき電力目標値として総発電電力目標値を算出する総発電電力目標値算出部と、
前記複数の発電設備のそれぞれの過渡的および/または定常的な特性に基づいて個別に定められた一つまたは複数の特性係数と前記複数の発電設備のそれぞれにおける定格容量と前記総発電電力目標値とに従って、前記複数の発電設備のそれぞれへの出力指令値を生成し、各発電設備へ出力する出力指令値生成部とを備え、
前記出力指令値生成部は、
前記総発電電力目標値から、前記複数の発電設備が前記分散型発電システムにおいて想定される最大の需要電力増加が発生した場合においても安定に運用できる発電電力の最大値を定める総発電容量を除算することにより、前記複数の発電設備の出力分担率の基準となる出力分担率規定値を算出する出力分担率規定値算出部と、
前記出力分担率規定値と前記複数の発電設備に個別に定められた一つまたは複数の特性係数と前記複数の発電設備の定格容量とに基づいて、前記複数の発電設備のそれぞれにおける発電電力目標値を前記出力指令値として算出する発電電力目標値算出部とを含む、電力需給制御装置。 In a distributed power generation system composed of a plurality of power generation facilities and connected so as to be able to transfer power to an external power system, an electric power supply and demand control device that instructs each of the plurality of power generation facilities to allocate a power generation amount. And
Total power generation that calculates the total generated power target value as the power target value to be generated by the plurality of power generation facilities by measuring the received power from the external power system and integrating the deviation from the predetermined received power target value A power target value calculation unit;
One or more characteristic coefficients individually determined based on the transient and / or steady characteristics of each of the plurality of power generation facilities, the rated capacity in each of the plurality of power generation facilities, and the total generated power target value And generating an output command value to each of the plurality of power generation facilities, and including an output command value generation unit for outputting to each power generation facility ,
The output command value generation unit
The total power generation capacity that determines the maximum value of the generated power that can be stably operated even when the maximum power demand increase assumed in the distributed power generation system occurs is divided from the total power generation target value. An output sharing rate prescribed value calculation unit for calculating an output sharing rate prescribed value that serves as a reference of the output sharing rate of the plurality of power generation facilities,
Based on the output share ratio prescribed value, one or more characteristic coefficients individually determined for the plurality of power generation facilities, and a rated capacity of the plurality of power generation facilities, a generated power target in each of the plurality of power generation facilities A power supply / demand control apparatus , including a generated power target value calculation unit that calculates a value as the output command value .
前記出力分担率規定値算出部は、前記総発電電力目標値を、前記複数の発電設備の第1の特性係数と定格容量とを掛け合わせ、すべての発電設備で合計して得られる総発電容量で除した値を出力分担率規定値として算出する、請求項1に記載の電力需給制御装置。 The characteristic coefficient is a parameter having a larger value as the power generation efficiency in the steady state of the power generation facility is higher and / or the power generation cost is lower, or a parameter having a smaller value as the transient response performance of the power generation facility is higher. Including one characteristic factor,
The output sharing ratio prescribed value calculation unit multiplies the total generated power target value by the first characteristic coefficient of the plurality of power generation facilities and the rated capacity, and totals the total power generation capacity obtained by all the power generation facilities. The electric power supply and demand control device according to claim 1 , wherein the value divided by is calculated as an output sharing ratio prescribed value.
前記発電電力目標値算出部は、対応する発電設備における前記第1の特性係数と前記定格容量とを掛け合わせた成分を含んだ前記出力指令値を算出する、請求項1または2の何れかに記載の電力需給制御装置。 The characteristic coefficient is a parameter having a larger value as the power generation efficiency in the steady state of the power generation facility is higher and / or the power generation cost is lower, or a parameter having a smaller value as the transient response performance of the power generation facility is higher. Including one characteristic factor,
The generator power target value calculation unit calculates the output command value containing the first characteristic coefficient and the component by multiplying the rated capacity of power generation equipment corresponding to claim 1 or 2 The power supply and demand control device described.
前記発電電力目標値算出部は、一次遅れの微分要素に、対応する発電設備における前記第2の特性係数および前記定格容量を掛け合わせた成分を含んだ前記出力指令値を算出する、請求項1から3の何れかに記載の電力需給制御装置。 The characteristic coefficient includes a second characteristic coefficient that is a parameter having a larger value as the transient response performance of the power generation facility is higher,
The generated power target value calculation unit calculates the output command value including a component obtained by multiplying a differential element of a first-order lag by the second characteristic coefficient in the corresponding power generation facility and the rated capacity. To 4. The power supply and demand control device according to any one of 3 to 4 .
前記発電設備起動停止判定部は、前記出力分担率規定値が所定の第1のしきい値を超えた場合、前記複数の発電設備のうち起動している発電設備の数を増やすべき信号を出力し、前記出力分担率規定値が前記第1のしきい値より低い所定の第2のしきい値以下である場合、前記複数の発電設備のうち起動している発電設備の数を減らすべき信号を出力するように構成される、請求項1から4の何れかに記載の電力需給制御装置。 A power generation facility start / stop determination unit for performing power generation facility start / stop determination for switching whether to generate power for each of the plurality of power generation facilities,
The power generation facility activation / deactivation determination unit outputs a signal to increase the number of activated power generation facilities among the plurality of power generation facilities when the output sharing ratio prescribed value exceeds a predetermined first threshold value. A signal to reduce the number of active power generation facilities among the plurality of power generation facilities when the output sharing ratio prescribed value is equal to or lower than a predetermined second threshold value lower than the first threshold value. configured to output, power supply and demand control apparatus according to any one of claims 1 to 4.
前記電力需給制御装置は、前記発電設備起動停止判定部から起動している発電設備の数を減らすべき信号が入力された場合に、起動中の前記複数の発電設備の中で最も起動についての優先順位が低い発電設備に対し停止信号を送り、起動している発電設備の数を増やすべき信号が入力された場合に、停止中の発電設備の中で最も起動についての優先順位が高い発電設備に対し起動信号を送る起動発電設備選定部を備えた、請求項5に記載の電力需給制御装置。 Each of the plurality of power generation facilities is set such that the priority for activation is higher as the power generation capacity is larger, and / or the number of activated facilities is proportional to the transient response performance of the entire facility,
The power supply and demand control device, when a signal to reduce the number of power generation facilities activated from the power generation facility activation stop determination unit is input, the most priority for activation among the plurality of activated power generation facilities When a stop signal is sent to a power generation facility with a lower rank and a signal to increase the number of activated power generation facilities is input, the power generation facility with the highest priority for start-up among the stopped power generation facilities The power supply and demand control device according to claim 5 , further comprising a startup power generation equipment selection unit that sends a startup signal.
前記需要電力の所定時間当たりの減少率が所定の第2の割合以上であり、かつ、その後、前記需要電力の所定時間当たりの増加率が所定の第3の割合以上となる所定の第2の期間において、前記第2のしきい値を、前記需要電力の変化が所定の範囲内である期間において設定される値より低く設定する、請求項5または6に記載の電力需給制御装置。 The power generation facility activation / deactivation determination unit is configured to perform the first operation in a predetermined first period in which a rate of increase in demand power assumed in the distributed power generation system per predetermined time is equal to or greater than a predetermined first ratio. A threshold value and a second threshold value are each set lower than a value set in a period in which the change in the demand power is within a predetermined range;
A decrease rate of the demand power per predetermined time is equal to or greater than a predetermined second rate, and then a rate of increase in the demand power per predetermined time is equal to or greater than a predetermined third rate. The power supply / demand control apparatus according to claim 5 or 6 , wherein in the period, the second threshold value is set lower than a value set in a period in which the change in the demand power is within a predetermined range.
前記電力需給制御装置は、前記分散型電力系統における系統周波数を計測し、所定の系統周波数目標値との偏差に基づいて前記複数の発電設備のそれぞれへの前記出力指令値を補正する出力指令値補正部を備えた、請求項1から7の何れかに記載の電力需給制御装置。 The distributed power generation system includes a distributed power system connected to the external power system so as to be able to exchange power, and the plurality of power generation facilities are connected to the distributed power system,
The power supply and demand control device measures a system frequency in the distributed power system, and corrects the output command value to each of the plurality of power generation facilities based on a deviation from a predetermined system frequency target value with a correction unit, power supply and demand control apparatus according to any one of claims 1 to 7.
前記総発電電力目標値算出部は、前記外部電力系統と前記複数の発電設備とが連系運転していることを示す連系運転状態と、前記複数の発電設備が自立運転していることを示す自立運転状態との何れかを示す状態信号を受信し、前記連系運転状態である場合には、前記受電電力と前記受電電力目標値との偏差を積算することにより前記総発電電力目標値を算出し、前記自立運転状態である場合には、前記分散型電力系統における系統周波数を計測し、所定の系統周波数目標値との偏差に基づいて前記総発電電力目標値を算出するように構成される、請求項1から8の何れかに記載の電力需給制御装置。 The distributed power generation system includes a distributed power system connected to the external power system so as to be able to exchange power, and the plurality of power generation facilities are connected to the distributed power system,
The total generated power target value calculation unit includes a connected operation state indicating that the external power system and the plurality of power generation facilities are connected to each other, and the plurality of power generation facilities are operating independently. When the state signal indicating any one of the self-sustained operation states is received and in the interconnected operation state, the total generated power target value is obtained by integrating the deviation between the received power and the received power target value. When the system is in the autonomous operation state, the system frequency in the distributed power system is measured, and the total generated power target value is calculated based on a deviation from a predetermined system frequency target value. The power supply / demand control apparatus according to any one of claims 1 to 8 .
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