JP7059461B2 - Power system - Google Patents

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Description

本発明は、電力システムに関し、特に系統連系を行う電力システムに関する。 The present invention relates to a power system, and more particularly to a power system for grid interconnection.

従来、例えば特許第６３０４３９２号公報に記載されているように、自然エネルギーで発電する発電設備と、蓄電池設備とを組み合わせた電力システムが知られている。自然エネルギーを利用した発電設備は、季節や天候等の自然的要因によって発電電力が左右されやすいために安定した電力供給を行えないという短所がある。この短所を補うために、蓄電池設備を組み合わせた電力システムが提供されている。 Conventionally, for example, as described in Japanese Patent No. 6304392, an electric power system in which a power generation facility for generating power with natural energy and a storage battery facility are combined is known. Power generation equipment that uses natural energy has the disadvantage that it cannot provide a stable power supply because the generated power is easily affected by natural factors such as the season and the weather. To make up for this shortcoming, a power system combined with storage battery equipment is provided.

特許第６３０４３９２号公報Japanese Patent No. 6304392 特許第５８９６０９６号公報Japanese Patent No. 5896096 特許第５８８７２６０号公報Japanese Patent No. 5887260

上述した電力システムが、電力系統との系統連系に用いられている。以下、自然エネルギーを用いた発電設備の発電電力と蓄電池設備の入出力電力とを合成したものを、「合成電力」とも称する。合成電力は、電力システム全体としてみた合計の出力電力に相当している。 The power system described above is used for grid interconnection with the power system. Hereinafter, the combination of the generated power of the power generation facility using natural energy and the input / output power of the storage battery facility is also referred to as “synthetic power”. The combined power corresponds to the total output power of the power system as a whole.

系統連系型の電力システムには、系統連系を行うための一定の要件が課されている。例えば第一要件として、前述した合成出力の変化率が予め指定された指定変化率範囲内に収まらなければならないという制約がある。この第一の要件を満たすために、発電設備の発電量および蓄電池設備の充放電を制御することで、合成電力の変化率を調整するという方法がある。この方法はいわば「短周期対策」と呼べるものである。 Grid-connected power systems are subject to certain requirements for grid-connected power systems. For example, as the first requirement, there is a restriction that the rate of change of the above-mentioned combined output must be within the range of the specified rate of change specified in advance. In order to satisfy this first requirement, there is a method of adjusting the rate of change of the combined electric power by controlling the amount of power generated by the power generation facility and the charge / discharge of the storage battery facility. This method can be called "short-cycle countermeasures".

例えば第二要件として、電力変動制限時間帯が定められている。電力変動制限時間帯は、電力システムから出力される合成電力の変化に制限が設けられる時間帯である。電力変動制限時間帯として、例えば、朝７時から朝１０時までの間は電力システムから出力される合成出力が減少しないように発電を行わなければならない、などの制限が課される。電力変動制限時間帯は、合成電力の「増加」のみを禁止するものと、合成電力の「減少」のみを禁止するものと、合成電力の増加と減少の両方つまり一切の「変動」を禁止するものとがある。 For example, as a second requirement, a power fluctuation time limit is set. The power fluctuation time limit is a time zone in which the change in the combined power output from the power system is limited. As the power fluctuation time limit, for example, power generation must be performed so that the combined output output from the power system does not decrease from 7 am to 10 am. The power fluctuation time limit period prohibits only the "increase" of the combined power, the prohibition of only the "decrease" of the combined power, and the prohibition of both the increase and decrease of the combined power, that is, all the "fluctuations". There is something.

自然エネルギーを用いた発電設備は、天候に応じて発電電力が変動する。合成電力の減少あるいは変動が禁止された電力変動制限時間帯に、発電設備の発電量が低下すると、そのまま何らの対策もされなければ合成電力が低下してしまう。そこで、この発電量低下を蓄電池設備からの電力の出力つまり蓄電池の放電により補うことで、合成電力の変化を抑制し電力変動制限時間帯の要求を満たす方法がある。この方法はいわば「長周期対策」と呼べるものである。 Power generation equipment that uses natural energy fluctuates depending on the weather. If the amount of power generated by the power generation equipment decreases during the power fluctuation time limit when the decrease or fluctuation of the combined power is prohibited, the combined power will decrease unless any measures are taken. Therefore, there is a method of suppressing the change in the combined power and satisfying the demand of the power fluctuation time limit by compensating for the decrease in the amount of power generation by the output of the power from the storage battery equipment, that is, the discharge of the storage battery. This method can be called "long-period countermeasures".

前述した第一要件と第二要件とを満たす観点からは、予備電力を蓄電池に蓄えさせて置く必要がある。蓄えるべき予備電力は、発電量低下の際にその発電量低下を補うだけの電力出力を可能とするほどの電力量である。具体的には、蓄えるべき予備電力は、上述した短周期対策用の予備電力と長周期対策用の予備電力との合計となる。蓄電池に蓄えるべき予備電力が多くなりすぎないようにしたいという要求があった。 From the viewpoint of satisfying the first and second requirements mentioned above, it is necessary to store the reserve power in the storage battery. The reserve power to be stored is an amount of power that enables a power output sufficient to compensate for the decrease in the amount of power generation when the amount of power generation decreases. Specifically, the standby power to be stored is the sum of the above-mentioned standby power for short-period countermeasures and the reserve power for long-period countermeasures. There was a demand to prevent the reserve power to be stored in the storage battery from becoming too large.

本発明は、上述のような課題を解決するためになされたもので、電力変動制限時間帯に備えるために蓄電池に蓄えるべき予備電力の低減が図れるように改良された電力システムを提供することを目的とする。 The present invention has been made to solve the above-mentioned problems, and to provide an improved power system capable of reducing the reserve power to be stored in a storage battery in order to prepare for a power fluctuation time limit. The purpose.

本出願にかかる電力システムは、
発電設備と蓄電池設備とを含み、前記発電設備と前記蓄電池設備とからの出力を合成した合成電力を電力系統との連系点に出力するように構築された電力設備と、
前記蓄電池設備を制御する制御手段と、
を備え、
前記制御手段は、現在時刻と、予め定められた電力変動制限開始時刻と、前記電力変動制限開始時刻に対応付けて予め定められた電力変動制限終了時刻と、前記現在時刻における前記合成電力とに基づいて、前記電力変動制限開始時刻から前記電力変動制限終了時刻までの制限時間帯内に前記合成電力の変動抑制または減少抑制を行うために前記蓄電池設備が予備電力として保持すべき必要電力量を算出し、前記蓄電池設備に含まれる蓄電池の電力が前記必要電力量に近づくように前記蓄電池設備に対して制御目標値を伝達するように構築され、
前記制御手段は、
出力変動時に前記合成電力の変化率の目標とされるべき予め定められた指定変化率が設定され、前記現在時刻における前記合成電力から前記指定変化率に従って前記合成電力をゼロまで低下させるために必要な電力量である第一電力量と、
前記現在時刻における前記合成電力の大きさと前記制限時間帯の長さとの積に基づく電力量である第二電力量と、
をそれぞれ算出し、
前記電力変動制限開始時刻よりも予め定めた時間長だけ早い時刻に予め定められた基準事前時刻が設定され、前記基準事前時刻から前記電力変動制限終了時刻までの所定期間の内側では、前記第一電力量と前記第二電力量との合計が前記必要電力量とされ、
前記所定期間の外側では、前記第一電力量が前記必要電力量とされるように構築されている。
The power system for this application is
A power facility constructed to include a power generation facility and a storage battery facility, and to output a combined electric power obtained by combining the outputs of the power generation facility and the storage battery facility to an interconnection point with the power system.
A control means for controlling the storage battery equipment and
Equipped with
The control means has a current time, a predetermined power fluctuation limit start time, a predetermined power fluctuation limit end time associated with the power fluctuation limit start time, and the combined power at the current time. Based on this, the required amount of power that the storage battery facility should hold as standby power in order to suppress the fluctuation or decrease of the combined power within the time limit from the power fluctuation limit start time to the power fluctuation limit end time is determined. It is constructed so as to transmit a control target value to the storage battery facility so that the electric power of the storage battery included in the storage battery facility is calculated and approaches the required power amount .
The control means is
A predetermined specified rate of change to be targeted for the rate of change of the combined power is set when the output fluctuates, and it is necessary to reduce the combined power from the combined power at the current time to zero according to the specified rate of change. The first amount of power, which is the amount of power,
The second electric energy, which is the electric energy based on the product of the magnitude of the combined electric power at the present time and the length of the time limit,
Are calculated respectively,
A predetermined reference advance time is set at a time earlier than the power fluctuation limit start time by a predetermined time length, and inside the predetermined period from the reference advance time to the power fluctuation limit end time, the first The sum of the electric energy and the second electric energy is defined as the required electric energy.
Outside the predetermined period, the first electric energy is constructed so as to be the required electric energy .

上記電力システムによれば、現在の合成電力と現在の時間帯とに応じて、電力変動制限に備えて蓄電池に蓄えるべき現実的な予備電力を演算することができる。演算した予備電力によれば、定格電力と制限時間帯の長さとから決まる最大の予備電力を常に保持させておくことが求められないので、電力変動制限時間帯に備えるために蓄電池に蓄えるべき予備電力の低減が図れるという利点がある。 According to the above power system, it is possible to calculate a realistic reserve power to be stored in the storage battery in preparation for the power fluctuation limit according to the current combined power and the current time zone. According to the calculated reserve power, it is not required to always hold the maximum reserve power determined by the rated power and the length of the time limit, so the reserve that should be stored in the storage battery to prepare for the power fluctuation time limit. It has the advantage of reducing power consumption.

系統連系における短周期対策を説明するための図である。It is a figure for demonstrating short-cycle measures in grid interconnection. 系統連系における長周期対策を説明するための図である。It is a figure for demonstrating long-period measures in grid interconnection. 系統連系における長周期対策を説明するための図である。It is a figure for demonstrating long-period measures in grid interconnection. 系統連系における長周期対策における蓄電池設備の充電動作を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the charging operation of the storage battery equipment in the long-period measures in the grid interconnection. 系統連系における長周期対策における蓄電池設備の放電動作を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the discharge operation of the storage battery equipment in the long-period measures in the grid interconnection. 実施の形態にかかる電力システムを示す構成図である。It is a block diagram which shows the electric power system which concerns on embodiment. 比較例にかかる予備電力の大きさを説明するための図である。It is a figure for demonstrating the magnitude of the reserve power required for the comparative example. 実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the operation of the electric power system which concerns on embodiment. 実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the operation of the electric power system which concerns on embodiment. 実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the operation of the electric power system which concerns on embodiment. 実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the operation of the electric power system which concerns on embodiment. 実施の形態にかかる電力システムの動作を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the operation of the electric power system which concerns on embodiment.

図６は、実施の形態にかかる電力システム１を示す構成図である。電力システム１は、自然エネルギーで発電する発電設備の一例である風力発電設備１０と蓄電池設備２０とを含む電力設備３と、風力発電設備１０と蓄電池設備２０とを制御するメインサイトコントローラ５０（以下、「ＭＳＣ５０」とも称す）と、を備える。電力設備３は、合成電力Ｐｓｕｍを電力系統２との連系点に出力するように構築されている。合成電力Ｐｓｕｍは、風力発電設備１０が出力する発電電力Ｐｇｅｎと、蓄電池設備２０で入出力される蓄電池充放電電力Ｐｂａｔの出力を合成したものである。 FIG. 6 is a configuration diagram showing the power system 1 according to the embodiment. The power system 1 is a main site controller 50 (hereinafter referred to as a main site controller 50) that controls a power facility 3 including a wind power generation facility 10 and a storage battery facility 20, which is an example of a power generation facility that generates power with natural energy, and a wind power generation facility 10 and a storage battery facility 20. Also referred to as "MSC50"). The electric power facility 3 is constructed so as to output the combined electric power P sum to the interconnection point with the electric power system 2. The combined power P sum is a combination of the generated power P gen output by the wind power generation facility 10 and the output of the storage battery charge / discharge power P bat input / output from the storage battery facility 20.

図１は、系統連系における短周期対策を説明するための図である。図２および図３は、系統連系における長周期対策を説明するための図である。風力発電設備１０の連系量が限界に達すると、風力発電設備１０の短周期および長周期での出力変動に対して出力調整が追いつかなくなるため、以下に示す出力変動緩和対策が実施される。 FIG. 1 is a diagram for explaining short-cycle countermeasures in grid interconnection. 2 and 3 are diagrams for explaining long-period countermeasures in grid interconnection. When the amount of interconnection of the wind power generation equipment 10 reaches the limit, the output adjustment cannot keep up with the output fluctuations of the wind power generation equipment 10 in the short cycle and the long cycle, so the following output fluctuation mitigation measures are implemented.

まず、短周期の出力変動緩和対策の一例は、全ての時間において、発電所合成出力の変化速度を「発電所定格出力の１％以下／分」とするものである。 First, as an example of measures for mitigating output fluctuations in a short cycle, the rate of change of the combined output of the power plant is set to "1% or less / min of the predetermined power generation output" at all times.

一方、長周期の出力変動緩和対策は例えば下記のように定められる。以下の指定時間帯において、発電所合成出力（合成電力Ｐｓｕｍ）の変動方向が制御される。第一制限時間帯Ｔｚ１は７：００～１０：００の時間帯に定められており、この期間には発電所合成出力を減少させてはならない。第二制限時間帯Ｔｚ２は１１：３０～１３：３０の時間帯に定められており、この期間には発電所合成出力を増減させてはならない。 On the other hand, long-period output fluctuation mitigation measures are defined as follows, for example. In the following designated time zone, the fluctuation direction of the power plant combined output (combined power P sum ) is controlled. The first time limit T z1 is set to the time zone from 7:00 to 10:00, and the combined output of the power plant shall not be reduced during this period. The second time limit Tz2 is set to the time zone from 11:30 to 13:30, and the combined output of the power plant shall not be increased or decreased during this period.

第三制限時間帯Ｔｚ３は１６：００～１９：００の時間帯に定められており、この期間には発電所合成出力を減少させてはならない。第四制限時間帯Ｔｚ４は２０：００～２３：００の時間帯に定められており、この期間には発電所合成出力を増加させてはならない。 The third time limit T z3 is set to the time zone from 16:00 to 19:00, and the combined output of the power plant must not be reduced during this period. The fourth time limit T z4 is set to the time zone from 20:00 to 23:00, and the combined output of the power plant shall not be increased during this period.

図３において、符号Ｐ１～Ｐ５は、複数の制限時間帯（Ｔｚ１，Ｔｚ２，Ｔｚ４）との関係で発電電力Ｐｇｅｎと合成電力Ｐｓｕｍとの差分を埋めるために電力設備３で実施される電力制御動作を説明している。Ｐ２に示すように発電量の減少分が蓄電池設備２０からの放電で賄われる。Ｐ３に示すように出力抑制値以上の発電があった場合には、Ｐ３ａのようにオーバー分が蓄電池設備２０に充電されたり、Ｐ３ｂのようにＳＯＣが規定値以上の場合は風力発電設備１０の発電が制限されたりする。 In FIG. 3, reference numerals P1 to P5 are implemented in the power equipment 3 in order to fill the difference between the generated power P gen and the combined power P sum in relation to a plurality of time limits (T z1 , T z2 , Tz4 ). Explains the power control operation to be performed. As shown in P2, the decrease in the amount of power generation is covered by the discharge from the storage battery equipment 20. As shown in P3, when the power generation exceeds the output suppression value, the excess amount is charged to the storage battery equipment 20 as in P3a, and when the SOC is more than the specified value as in P3b, the wind power generation equipment 10 Power generation is limited.

Ｐ１に示すように、電力増加があったときの余剰増加分が蓄電池設備２０に充電される。Ｐ４に示すように、蓄電池設備２０のＳＯＣが高すぎる場合には、風力発電設備１０の発電量が制限される。Ｐ５に示すように、ＳＯＣが高くならないように風力発電設備１０の発電量が制限される。 As shown in P1, the storage battery equipment 20 is charged with the surplus increase when there is an increase in electric power. As shown on P4, if the SOC of the storage battery equipment 20 is too high, the amount of power generated by the wind power generation equipment 10 is limited. As shown on P5, the amount of power generated by the wind power generation facility 10 is limited so that the SOC does not increase.

図４は、系統連系における長周期対策における蓄電池設備２０の充電動作を説明するための図である。合成電力目標値（上限）以上の発電があった場合には、合成電力Ｐｓｕｍが合成電力目標値（上限）になるように余剰電力が蓄電池に充電される。 FIG. 4 is a diagram for explaining the charging operation of the storage battery equipment 20 in the long-period countermeasures in the grid interconnection. When there is power generation equal to or higher than the combined power target value (upper limit), the storage battery is charged with surplus power so that the combined power P sum becomes the combined power target value (upper limit).

図５は、系統連系における長周期対策における蓄電池設備２０の放電動作を説明するための図である。合成電力目標値（下限）以下の発電があった場合には、合成電力Ｐｓｕｍが合成電力目標値（下限）になるように不足電力が蓄電池の放電によって賄われる。 FIG. 5 is a diagram for explaining the discharge operation of the storage battery equipment 20 in the long-period countermeasures in the grid interconnection. When there is power generation below the combined power target value (lower limit), the insufficient power is covered by the discharge of the storage battery so that the combined power P sum becomes the combined power target value (lower limit).

引き続き、図６を用いて実施の形態にかかる電力システム１の構成及び動作を説明する。電力設備３は、主変圧器４０と、第一計器用変成器４１と、変流器４２と、発電所合成電力計測器４３と、を備えている。 Subsequently, the configuration and operation of the power system 1 according to the embodiment will be described with reference to FIG. The power equipment 3 includes a main transformer 40, a transformer 41 for the first instrument, a current transformer 42, and a power plant combined power measuring instrument 43.

風力発電設備１０は、複数の発電設備１１と、風車コントローラ１２と、第一合成変流器１３と、発電計測器１４と、第二計器用変成器３０と、を備えている。複数の発電設備１１それぞれは、風力発電機と、風力発電機に接続された第一電力変換装置と、を備えている。第一電力変換装置は、風力発電機からの交流を直流に変換する第一変換回路と、変換された直流からさらに交流をつくりだす第二変換回路と、を含んでいる。 The wind power generation facility 10 includes a plurality of power generation facilities 11, a wind turbine controller 12, a first synthetic current transformer 13, a power generation measuring instrument 14, and a second instrument transformer 30. Each of the plurality of power generation facilities 11 includes a wind power generator and a first power conversion device connected to the wind power generator. The first power converter includes a first conversion circuit that converts alternating current from a wind power generator into direct current, and a second conversion circuit that further produces alternating current from the converted direct current.

蓄電池設備２０は、複数の蓄電池電力システム２１と、バッテリマネジメントユニット（ＢＭＵ）２４と、蓄電池システムコントローラ２５と、第二合成変流器２２と、蓄電池充放電電力計測器２３と、を備えている。第二計器用変成器３０は、風力発電設備１０と蓄電池設備２０とで兼用されている。 The storage battery equipment 20 includes a plurality of storage battery power systems 21, a battery management unit (BMU) 24, a storage battery system controller 25, a second synthetic current transformer 22, and a storage battery charge / discharge power measuring device 23. .. The second instrument transformer 30 is used in both the wind power generation facility 10 and the storage battery facility 20.

複数の蓄電池電力システム２１それぞれは、蓄電池と、この蓄電池に接続された第二電力変換装置と、を含んでいる。第二電力変換装置は、交直電力変換を行うことで蓄電池に対して充電（つまり電力入力）または放電（つまり電力出力）を行う。 Each of the plurality of storage battery power systems 21 includes a storage battery and a second power conversion device connected to the storage battery. The second power conversion device charges (that is, power input) or discharges (that is, power output) the storage battery by performing AC / DC power conversion.

ＭＳＣ５０は、充放電制御部５１と、発電抑制制御部５５と、を備えている。ＭＳＣ５０には、中央給電指令所から伝達されるオンライン発電抑制設定値Ｓｃｔｒと、発電所合成電力計測器４３で計測された合成電力Ｐｓｕｍの計測値と、発電計測器１４で計測された発電電力Ｐｇｅｎの計測値と、蓄電池充放電電力計測器２３で計測された充放電電力Ｐｂａｔの計測値と、が入力されている。 The MSC 50 includes a charge / discharge control unit 51 and a power generation suppression control unit 55. The MSC50 has an online power generation suppression set value Sctr transmitted from the central power supply command center, a measured value of the combined power P sum measured by the power plant combined power measuring instrument 43, and a power generation measured by the power generation measuring instrument 14. The measured value of the power generation P gen and the measured value of the charge / discharge power P bat measured by the storage battery charge / discharge power measuring device 23 are input.

充放電制御部５１は、充放電指令値演算部５２を備えている。発電抑制制御部５５は、発電抑制指令値演算部５６と、リミット指令値演算部５７とを備えている。発電抑制指令値演算部５６は、オンライン発電抑制設定値Ｓｃｔｒに基づいて発電抑制指令値Ｓｌｉｍ０を演算する。 The charge / discharge control unit 51 includes a charge / discharge command value calculation unit 52. The power generation suppression control unit 55 includes a power generation suppression command value calculation unit 56 and a limit command value calculation unit 57. The power generation suppression command value calculation unit 56 calculates the power generation suppression command value Slim0 based on the online power generation suppression set value Sctr .

リミット指令値演算部５７は、発電抑制指令値Ｓｌｉｍ０に基づいて第一リミット指令値Ｓｌｉｍ１を演算する。風車コントローラ１２は、第一リミット指令値Ｓｌｉｍ１に基づいて第二リミット指令値Ｓｌｉｍ２を演算する。それぞれの発電設備１１は、第二リミット指令値Ｓｌｉｍ２に従って発電量を抑制する。 The limit command value calculation unit 57 calculates the first limit command value S lim1 based on the power generation suppression command value S lim0 . The wind turbine controller 12 calculates the second limit command value S lim 2 based on the first limit command value S lim 1. Each power generation facility 11 suppresses the amount of power generation according to the second limit command value Slim2 .

ＢＭＵ２４は、それぞれの蓄電池電力システム２１に含まれる蓄電池のＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ：蓄電池残量）を取得して、蓄電池システムコントローラ２５に伝達する。蓄電池システムコントローラ２５は、ＢＭＵ２４から伝達されたＳＯＣを、ＭＳＣ５０の充放電制御部５１に伝達する。 The BMU 24 acquires the SOC (State of Charge) of the storage battery included in each storage battery power system 21 and transmits it to the storage battery system controller 25. The storage battery system controller 25 transmits the SOC transmitted from the BMU 24 to the charge / discharge control unit 51 of the MSC 50.

充放電制御部５１は、上記伝達されたＳＯＣに基づいて、充放電指令値Ｓｃｄ０を演算して蓄電池システムコントローラ２５に伝達する。蓄電池システムコントローラ２５は、充放電指令値Ｓｃｄ０に基づいて、複数の蓄電池電力システム２１それぞれに対する個別充放電指令値Ｓｃｄｐを算出する。個別充放電指令値Ｓｃｄｐは蓄電池電力システム２１に含まれる第二電力変換装置に伝達され、第二電力変換装置は個別充放電指令値Ｓｃｄｐに従って蓄電池の充電または放電を実施するように作動する。 The charge / discharge control unit 51 calculates the charge / discharge command value Scd0 based on the transmitted SOC and transmits it to the storage battery system controller 25. The storage battery system controller 25 calculates the individual charge / discharge command value Scdp for each of the plurality of storage battery power systems 21 based on the charge / discharge command value Scd0 . The individual charge / discharge command value Scdp is transmitted to the second power conversion device included in the storage battery power system 21, and the second power conversion device operates to charge or discharge the storage battery according to the individual charge / discharge command value Scdp . ..

ＭＳＣ５０は、現在時刻Ｔと、予め定められた電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔと、電力変動制限開始時刻に対応付けて予め定められた電力変動制限終了時刻Ｔｅｎｄと、現在時刻Ｔにおける合成電力Ｐｓｕｍとに基づいて、演算処理を行う。電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔと電力変動制限終了時刻Ｔｅｎｄとの組は、図２および図３で説明したように制限時間帯Ｔｚ１～Ｔｚ４で決定される。 The MSC50 has a current time T, a predetermined power fluctuation limit start time T start , a predetermined power fluctuation limit end time Tend associated with the power fluctuation limit start time, and a combined power P at the current time T. Arithmetic processing is performed based on sum . The set of the power fluctuation limit start time T start and the power fluctuation limit end time Tend is determined in the time limit zones T z1 to T z4 as described with reference to FIGS. 2 and 3.

ＭＳＣ５０は、演算処理を行うことで、必要電力量Ｓを算出する。必要電力量Ｓは、制限時間帯Ｔｚ１～Ｔｚ４内に合成電力Ｐｓｕｍの変動抑制（Ｔｚ２）または減少抑制（Ｔｚ１、Ｔｚ３）を行うために蓄電池設備２０が予備電力として保持すべき電力量である。 The MSC50 calculates the required electric energy S by performing arithmetic processing. The required electric energy S is held by the storage battery facility 20 as standby power in order to suppress fluctuation (T z2 ) or decrease (T z1 , T z3 ) of the combined power P sum within the time limit T z1 to T z4 . It is the amount of power that should be used.

制限時間帯Ｔｚ１～Ｔｚ４は、前述の図２および図３で例示したように、予め定められた電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔから予め定められた電力変動制限終了時刻Ｔｅｎｄまでの期間である。ＭＳＣ５０は、蓄電池設備２０に含まれる蓄電池の電力が必要電力量Ｓに近づくように、蓄電池設備２０に対して、制御目標値である充放電指令値Ｓｃｄ０を伝達する。 The time limit period T z1 to T z4 is the period from the predetermined power fluctuation limit start time T start to the predetermined power fluctuation limit end time Tend, as illustrated in FIGS. 2 and 3 above. be. The MSC 50 transmits the charge / discharge command value Scd0 , which is a control target value, to the storage battery equipment 20 so that the power of the storage battery included in the storage battery equipment 20 approaches the required electric energy S.

図８～図１２は、実施の形態にかかる電力システム１の動作を説明するための図である。ＭＳＣ５０は、図８に示す第一電力量Ｓ１と、図９～図１２に第一電力量Ｓ１とともに示す第二電力量Ｓ２と、をそれぞれ算出する。実施の形態では、必要電力量Ｓが原則として下記の式（１）で求められる。
Ｓ＝Ｓ１＋Ｓ２ ・・・（１） 8 to 12 are diagrams for explaining the operation of the power system 1 according to the embodiment. The MSC 50 calculates the first electric energy S 1 shown in FIG. 8 and the second electric energy S 2 shown together with the first electric energy S 1 in FIGS. 9 to 12, respectively. In the embodiment, the required electric energy S is obtained by the following equation (1) in principle.
S = S 1 + S 2 ... (1)

上記の説明と重複するが、下記の説明において、現在時刻をＴとし、電力変動制限開始時刻をＴｓｔａｒｔとし、電力変動制限終了時刻をＴｅｎｄとし、現在時刻の合成電力をＰｓｕｍとし、発電所定格出力をＰ０とし、第一電力量をＳ１とし、第二電力量をＳ２とする。また、指定変化率ｎは、出力変動時に合成電力Ｐｓｕｍの変化率の目標とされるべき予め定められたパラメータである。 Although it overlaps with the above explanation, in the following explanation, the current time is T, the power fluctuation limit start time is T start , the power fluctuation limit end time is Tend, the combined power of the current time is P sum , and power generation is performed. The predetermined rating output is P 0 , the first electric energy is S 1 , and the second electric energy is S 2 . Further, the designated change rate n is a predetermined parameter that should be the target of the change rate of the combined power P sum when the output fluctuates.

（第一電力量Ｓ１の算出方法）
図８は、実施の形態にかかる第一電力量Ｓ１の算出方法を示している。第一電力量Ｓ１は、現在時刻Ｔにおける合成電力Ｐｓｕｍから指定変化率ｎに従って合成電力Ｐｓｕｍをゼロまで低下させるために必要な電力量である。 (Calculation method of the first electric energy S 1 )
FIG. 8 shows a method of calculating the first electric energy amount S1 according to the embodiment. The first electric energy S 1 is an electric energy required to reduce the combined electric power P sum from the combined electric power P sum at the current time T to zero according to the designated change rate n.

すなわち、電力システム１における発電所定格出力Ｐ０［ｋＷ］と、発電所定格出力の指定変化率ｎ［％／分］とが予め与えられる。前述した「短周期対策」を実施させるためには、１００／（ｎ×６０）［時間］でＰ０［ｋＷ］から０［ｋＷ］まで電力を減少させるための傾きθに従って電力を減少させることが必須となる。この変化率の傾きθは下記の式（１ａ）で与えられる。
ｔａｎθ＝ １００／（ｎ×６０×Ｐ０） ・・・（１ａ） That is, the power generation predetermined rating output P 0 [kW] in the power system 1 and the designated change rate n [% / min] of the power generation predetermined rating output are given in advance. In order to implement the above-mentioned "short cycle countermeasure", the power is reduced according to the slope θ for reducing the power from P 0 [kW] to 0 [kW] at 100 / (n × 60) [time]. Is required. The slope θ of this rate of change is given by the following equation (1a).
tan θ = 100 / (n × 60 × P 0 ) ・ ・ ・ (1a)

合成電力Ｐｓｕｍ［ｋＷ］、第一電力量Ｓ１［ｋＷｈ］とすると、下記の式（１ｂ）となる。実施の形態にかかる第一電力量Ｓ１は、この式（１ｂ）で求められる。
Ｓ１［ｋＷｈ］＝（Ｐｓｕｍ×Ｐｓｕｍ×ｔａｎθ）／２ ・・・（１ｂ） Assuming that the combined power P sum [kW] and the first electric energy S 1 [kWh], the following equation (1b) is obtained. The first electric energy S1 according to the embodiment is obtained by this equation (1b).
S 1 [kWh] = (P sum x P sum x tan θ) / 2 ... (1b)

式（１ａ）に式（１ｂ）を代入することで、下記の式（１ｃ）が得られる。
Ｓ１［ｋＷｈ］＝ Ｐｓｕｍ×Ｐｓｕｍ×１００／（ｎ×６０×Ｐ０×２） ・・・（１ｃ） By substituting the equation (1b) into the equation (1a), the following equation (1c) can be obtained.
S 1 [kWh] = P sum × P sum × 100 / (n × 60 × P 0 × 2) ・ ・ ・ (1c)

蓄電池搭載容量をＢＴ［ｋＷｈ］とすると、合成電力Ｐｓｕｍ［ｋＷ］時には、次式（１ｄ）で示すＳＯＣｒｑ［％］を電力変化率制御時に必要なＳＯＣとして常時演算することになる。
ＳＯＣｒｑ［％］ ＝ Ｓ１×１００／ＢＴ ・・・（１ｄ） Assuming that the capacity of the storage battery is BT [kWh], when the combined power is P sum [kW], the SOC rq [%] represented by the following equation (1d) is always calculated as the SOC required for power change rate control.
SOC rq [%] = S 1 × 100 / BT ・ ・ ・ (1d)

図９～図１１は、実施の形態にかかる第二電力量Ｓ２の算出方法を示している。第二電力量Ｓ２は、現在時刻における合成電力Ｐｓｕｍの大きさと制限時間帯Ｔｚ１～Ｔｚ４それぞれの長さとの積に基づく電力量である。 9 to 11 show a method of calculating the second electric energy S2 according to the embodiment. The second electric energy S 2 is an electric energy based on the product of the magnitude of the combined electric power P sum at the current time and the lengths of the time limits T z1 to T z4 .

なお、実施の形態では、基準事前時刻Ｔｐｒｅｓｔａｒｔも予め設定される。基準事前時刻Ｔｐｒｅｓｔａｒｔは、電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔよりも予め定めた時間長だけ早い時刻に予め定められた時刻である。たとえば電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔの一時間前に、基準事前時刻Ｔｐｒｅｓｔａｒｔが設定されても良い。基準事前時刻Ｔｐｒｅｓｔａｒｔから電力変動制限終了時刻Ｔｅｎｄまでの所定期間Ｔｄの内側では、第一電力量Ｓ１と第二電力量Ｓ２との合計が必要電力量Ｓとされる。 In the embodiment, the reference advance time T prestart is also set in advance. The reference advance time T prestart is a predetermined time that is earlier than the power fluctuation limit start time T start by a predetermined time length. For example, the reference advance time T prestart may be set one hour before the power fluctuation limit start time T start . Inside the predetermined period T d from the reference prior time T prestart to the power fluctuation limit end time Tend, the sum of the first electric energy S 1 and the second electric energy S 2 is defined as the required electric energy S.

実施の形態にかかる第二電力量Ｓ２は、基準時刻をＴｑとした場合に、下記の式（２ａ）で求められる。
Ｓ２＝（Ｔｅｎｄ－Ｔｑ）×Ｐｓｕｍ ・・・（２ａ） The second electric energy S 2 according to the embodiment is obtained by the following equation (2a) when the reference time is T q .
S 2 = ( Tend -T q ) x P sum ... (2a)

図９は、現在時刻Ｔが、Ｔｐｒｅｓｔａｒｔ≦Ｔ＜Ｔｓｔａｒｔを満たすときの必要電力量Ｓを示している。図９に示す状況では現在時刻Ｔが開始時刻Ｔｓｔａｒｔに達する前における予め定めた期間内に収まっているので、上記式（２ａ）における開始時刻Ｔｓｔａｒｔが基準時刻Ｔｑとされる。 FIG. 9 shows the required electric energy S when the current time T satisfies T present ≦ T <T start . In the situation shown in FIG. 9, since the current time T is within a predetermined period before reaching the start time T start , the start time T start in the above equation (2a) is set as the reference time T q .

その結果、Ｔｐｒｅｓｔａｒｔ≦Ｔ＜Ｔｓｔａｒｔの場合には、下記の式（２ｂ）で第二電力量Ｓ２が求められる。
Ｓ２［ｋＷｈ］ ＝ （Ｔｅｎｄ－Ｔｓｔａｒｔ）×Ｐｓｕｍ ・・・（２ｂ） As a result, when T prestart ≤ T <T start , the second electric energy S2 can be obtained by the following equation (2b).
S 2 [kWh] = ( Tend -T start ) x P sum ... (2b)

図１０および図１１は、現在時刻Ｔが、Ｔｓｔａｒｔ≦Ｔ＜Ｔｅｎｄを満たすときの必要電力量Ｓを示している。図１０および図１１に示す状況では現在時刻Ｔが開始時刻Ｔｓｔａｒｔを超えているので、上記式（２ａ）における現在時刻Ｔが基準時刻Ｔｑとされる。 10 and 11 show the required electric energy S when the current time T satisfies T start ≤ T < Tend . Since the current time T exceeds the start time T start in the situations shown in FIGS. 10 and 11, the current time T in the above equation (2a) is set as the reference time T q .

その結果、Ｔｓｔａｒｔ≦Ｔ＜Ｔｅｎｄの場合には、下記の式（２ｃ）で第二電力量Ｓ２が求められる。
Ｓ［ｋＷｈ］＝（Ｔｅｎｄ－Ｔ）×Ｐｓｕｍ ・・・（２ｃ） As a result, when T start ≤ T < Tend , the second electric energy S2 can be obtained by the following equation (2c).
S [kWh] = ( Tend -T) x P sum ... (2c)

図１０と図１１とを比較するとわかるように、現在時刻Ｔが経過して電力変動制限終了時刻Ｔｅｎｄに近づけば近づくほど、第二電力量Ｓ２がより小さな値に算出される。 As can be seen by comparing FIGS. 10 and 11, the closer the current time T elapses and the closer the power fluctuation limit end time Tend is, the smaller the second electric energy S2 is calculated.

図１２には実施の形態の変形例が図示されている。図１２に示すように、基準事前時刻Ｔｐｒｅｓｔａｒｔから電力変動制限終了時刻Ｔｅｎｄまでの期間が所定期間Ｔｄとして予め定められてもよい。現在時刻Ｔが基準事前時刻Ｔｐｒｅｓｔａｒｔよりも前であれば、電力変動制限時間帯の到来時刻までにはまだ時間的余裕がある。 FIG. 12 shows a modified example of the embodiment. As shown in FIG. 12, the period from the reference advance time T prestart to the power fluctuation limit end time Tend may be predetermined as a predetermined period T d . If the current time T is before the reference advance time T prestart , there is still time to spare before the arrival time of the power fluctuation time limit.

そこで、図１２に示すように現在時刻Ｔが所定期間Ｔｄの外側にある場合には、第二電力量Ｓ２がゼロに設定され、第一電力量Ｓ１が必要電力量Ｓに設定されても良い。これにより蓄電池設備２０に蓄えるべき予備電力を抑制できる。なお変形例として、所定期間Ｔｄの外側では、第二電力量Ｓ２をゼロにする代わりに、第二電力量Ｓ２をゼロよりも大きい予め定めた値としてもよく、あるいは第二電力量Ｓ２をゼロよりも大きく且つ上記数式（２ｂ）にかかる第二電力量Ｓ２よりも小さい予め定めた値としてもよい。 Therefore, as shown in FIG. 12, when the current time T is outside the predetermined period T d , the second electric energy S 2 is set to zero, and the first electric energy S 1 is set to the required electric energy S. May be. As a result, the reserve power to be stored in the storage battery equipment 20 can be suppressed. As a modification, outside the predetermined period T d , instead of setting the second electric energy S 2 to zero, the second electric energy S 2 may be set to a predetermined value larger than zero, or the second electric energy may be set. S 2 may be a predetermined value larger than zero and smaller than the second electric energy S 2 applied to the above equation (2b).

変形例として、ＭＳＣ５０は、必要電力量が予め定めた電力範囲に収まるように電力範囲の上限と下限とで必要電力量の値をリミットしてもよい。 As a modification, the MSC 50 may limit the value of the required power amount by the upper limit and the lower limit of the power range so that the required power amount falls within the predetermined power range.

図７は、比較例にかかる予備電力の大きさを説明するための図である。一例として、最大３時間、発電所合成出力を減少させない時間帯があり、発電電力が急にゼロになった場合を想定する。この場合においても、堪え得る蓄電池容量を確保するためには、以下に説明する容量が予備電力として必要になる。 FIG. 7 is a diagram for explaining the magnitude of the standby power required for the comparative example. As an example, it is assumed that there is a time zone in which the combined output of the power plant is not reduced for a maximum of 3 hours, and the generated power suddenly becomes zero. Even in this case, in order to secure a storage battery capacity that can be tolerated, the capacity described below is required as standby power.

発電所定格出力をＰ０［ｋＷ］とする。発電所定格出力の指定変化率ｎ［％／分］を守ることを条件とする。上述したように発電電力が急にゼロになった場合には、１００／（ｎ×６０）［時間］で、Ｐ０［ｋＷ］から０［ｋＷ］まで変化させる傾きで電力を減少させることになる。 The power generation predetermined output is P 0 [kW]. It is a condition that the specified rate of change n [% / min] of the power generation predetermined output is observed. As mentioned above, when the generated power suddenly becomes zero, the power is reduced by a slope that changes from P 0 [kW] to 0 [kW] at 100 / (n × 60) [time]. Become.

すなわち、変化率の傾きをθとすると下記式（３ａ）となる。
ｔａｎ（θ）＝ １００／（ｎ×６０×Ｐ０） ・・・（３ａ） That is, when the slope of the rate of change is θ, the following equation (3a) is obtained.
tan (θ) = 100 / (n × 60 × P 0 ) ・ ・ ・ (3a)

必要電力量Ｓ［ｋＷｈ］は下記式（３ｂ）で得られる。
Ｓ［ｋＷｈ］＝Ｐ０×３［ｈｒ］＋Ｐ０×Ｐ０×ｔａｎ（θ）／２ ・・・（３ｂ） The required electric energy S [kWh] can be obtained by the following equation (3b).
S [kWh] = P 0 × 3 [hr] + P 0 × P 0 × tan (θ) / 2 ・ ・ ・ (3b)

上記式（３ｂ）に上記式（３ａ）を代入すると、下記式（３ｃ）が得られる。
Ｓ［ｋＷｈ］＝ Ｐ０×３［ｈｒ］＋ Ｐ０×Ｐ０×１００／（ｎ×６０×Ｐ０×２） ・・・（３ｃ） By substituting the above equation (3a) into the above equation (3b), the following equation (3c) is obtained.
S [kWh] = P 0 × 3 [hr] + P 0 × P 0 × 100 / (n × 60 × P 0 × 2) ・ ・ ・ (3c)

上記比較例では、長周期対策用の予備電力が、電力システム１の発電所定格出力Ｐ０と電力変動制限時間帯Ｔｚ１～Ｔｚ４それぞれの長さとを積算して得られた値である。比較例の算出方法では、定格電力と制限時間とから決まる最大の予備電力を常に保持させておくことになり、予備電力が常に大きいという問題があった。 In the above comparative example, the reserve power for long-cycle countermeasures is a value obtained by integrating the power generation predetermined output P0 of the power system 1 and the lengths of the power fluctuation time zones Tz1 to Tz4 . In the calculation method of the comparative example, the maximum standby power determined by the rated power and the time limit is always maintained, and there is a problem that the standby power is always large.

他の比較例として、「ＳＯＣ管理制御を行わない場合」についても説明する。以下の説明において発電電力の変化率は、「風力発電＋蓄電池の充放電量」の変化率を示すものとする。ここで述べる他の比較例では、発電電力の変化率のみを満足する様に蓄電池の充放電制御が行われ、発電電力による成り行きで充放電が行われることになる。 As another comparative example, "when SOC management control is not performed" will also be described. In the following description, the rate of change in generated power shall indicate the rate of change in "wind power generation + charge / discharge amount of storage battery". In another comparative example described here, the charge / discharge control of the storage battery is performed so as to satisfy only the rate of change of the generated power, and the charge / discharge is performed according to the generated power.

具体的には、ここで述べる他の比較例では、下記のような充放電制御が実施される。
（Ａ１） 発電電力の変化率：ｎ％／分（増加）以上の場合、ｎ％／分になるように充電を行う（電池が満状態であれば、ＰＶ出力抑制）。
（Ａ２） 発電電力の変化率：ｎ％／分（減少）以上の場合、ｎ％／分になるように放電を行う。
（Ａ３） 上記（Ａ１）、（Ａ２）以外の場合、何もしない。
なお、発電電力を減少させない時間帯は、０％～＋ｎ％の変化率制御となる。発電電力を増加減させない時間帯は、０％の変化率制御となる。発電電力を増加させない時間帯は、－ｎ％～０％の変化率制御となる。 Specifically, in the other comparative examples described here, the following charge / discharge control is performed.
(A1) When the rate of change in generated power is n% / min (increase) or more, charging is performed so that the rate is n% / min (PV output is suppressed if the battery is full).
(A2) When the rate of change in generated power is n% / min (decrease) or more, discharge is performed so as to be n% / min.
(A3) In cases other than the above (A1) and (A2), nothing is done.
In the time zone in which the generated power is not reduced, the rate of change is controlled from 0% to + n%. During the time period when the generated power is not increased or decreased, the rate of change is controlled by 0%. During the time period when the generated power is not increased, the rate of change is controlled from −n% to 0%.

ここで述べた他の比較例では、蓄電池容量が多くなる問題があった。できるだけ少ない蓄電池容量で、「短周期対策」および「長周期対策」を満足させるように、蓄電池の容量管理および風力発電出力の管理を行うことが求められていた。 In the other comparative examples described here, there is a problem that the storage battery capacity increases. It has been required to manage the capacity of the storage battery and the output of wind power generation so as to satisfy the "short-period countermeasures" and the "long-period countermeasures" with the smallest possible storage battery capacity.

この点、実施の形態によれば、これらの比較例よりも予備電力を低減できる機会を作り出せるという利点がある。実施の形態にかかる電力システム１によれば、現在の合成電力Ｐｓｕｍと現在の時間帯とに応じて、電力変動制限時間帯Ｔｚ１～Ｔｚ４に備えて蓄電池設備２０に蓄えるべき現実的な予備電力を演算することができる。 In this respect, according to the embodiment, there is an advantage that an opportunity to reduce the standby power can be created as compared with these comparative examples. According to the power system 1 according to the embodiment, it is realistic to store in the storage battery facility 20 in preparation for the power fluctuation time limit time zone T z1 to T z4 according to the current combined power P sum and the current time zone. The reserve power can be calculated.

実施の形態で演算された予備電力によれば、図７の比較例のように定格電力Ｐ０と電力変動制限時間帯（Ｔｚ１～Ｔｚ４）それぞれの長さとから決まる最大の予備電力を常に保持させておくことが求められない。よって、電力変動制限時間帯Ｔｚ１～Ｔｚ４に備えるための予備電力の低減が図れるという利点がある。 According to the standby power calculated in the embodiment, the maximum standby power determined by the rated power P 0 and the length of each of the power fluctuation time zones (T z1 to Tz4 ) is always determined as in the comparative example of FIG. It is not required to hold it. Therefore, there is an advantage that the reserve power for preparing for the power fluctuation time limit time zone T z1 to Tz4 can be reduced.

１ 電力システム、２ 電力系統、３ 電力設備、１０ 風力発電設備、１１ 発電設備、１２ 風車コントローラ、１３ 第一合成変流器、１４ 発電計測器、２０ 蓄電池設備、２１ 蓄電池電力システム、２２ 第二合成変流器、２３ 蓄電池充放電電力計測器、２４ ＢＭＵ（バッテリマネジメントユニット）、２５ 蓄電池システムコントローラ、３０ 第二計器用変成器、４０ 主変圧器、４１ 第一計器用変成器、４２ 変流器、４３ 発電所合成電力計測器、５０ メインサイトコントローラ（ＭＳＣ）、５１ 充放電制御部、５２ 充放電指令値演算部、５５ 発電抑制制御部、５６ 発電抑制指令値演算部、５７ リミット指令値演算部、ｎ 指定変化率、Ｐ０ 発電所定格出力、Ｐｂａｔ 蓄電池充放電電力、Ｐｇｅｎ 発電電力、Ｐｓｕｍ 合成電力、Ｓ 必要電力量、Ｓ１ 第一電力量、Ｓ２ 第二電力量、Ｓｃｄ０ 充放電指令値、Ｓｃｄｐ 個別充放電指令値、Ｓｃｔｒ オンライン発電抑制設定値、Ｓｌｉｍ０ 発電抑制指令値、Ｓｌｉｍ１ 第一リミット指令値、Ｓｌｉｍ２ 第二リミット指令値、Ｔ 現在時刻、Ｔｄ 所定期間、Ｔｅｎｄ 電力変動制限終了時刻、Ｔｐｒｅｓｔａｒｔ 基準事前時刻、Ｔｑ 基準時刻、Ｔｓｔａｒｔ 開始時刻（電力変動制限開始時刻）、Ｔｚ１ 第一制限時間帯（電力変動制限時間帯）、Ｔｚ２ 第二制限時間帯（電力変動制限時間帯）、Ｔｚ３ 第三制限時間帯（電力変動制限時間帯）、Ｔｚ４ 第四制限時間帯（電力変動制限時間帯） 1 power system, 2 power system, 3 power equipment, 10 wind power generation equipment, 11 power generation equipment, 12 windmill controller, 13 first synthetic current transformer, 14 power generation measuring instrument, 20 storage battery equipment, 21 storage battery power system, 22 second Synthetic current transformer, 23 Storage battery charge / discharge power measuring instrument, 24 BMU (battery management unit), 25 Storage battery system controller, 30 Transformer for second instrument, 40 Main transformer, 41 Transformer for first instrument, 42 Transmutation Instrument, 43 Power plant combined power measuring instrument, 50 Main site controller (MSC), 51 Charge / discharge control unit, 52 Charge / discharge command value calculation unit, 55 Power generation suppression control unit, 56 Power generation suppression command value calculation unit, 57 Limit command value calculation Unit, n Designated rate of change, P 0 power generation predetermined output, P bat storage battery charge / discharge power, P gen power generation power, P sum combined power, S required power amount, S 1 first power amount, S 2 second power amount, S cd0 charge / discharge command value, Scdp individual charge / discharge command value, Sctr online power generation suppression set value, S lim0 power generation suppression command value, S lim1 first limit command value, S lim2 second limit command value, T current time, T d predetermined period, Tend power fluctuation limit end time, T prestart reference time, T q reference time, T start start time (power fluctuation limit start time), T z1 first time limit (power fluctuation limit time zone) , T z2 2nd time limit (power fluctuation time limit), T z3 3rd time limit (power fluctuation time limit), T z4 4th time limit (power fluctuation time limit)

Claims (3)

発電設備と蓄電池設備とを含み、前記発電設備と前記蓄電池設備とからの出力を合成した合成電力を電力系統との連系点に出力するように構築された電力設備と、
前記蓄電池設備を制御する制御手段と、
を備え、
前記制御手段は、現在時刻と、予め定められた電力変動制限開始時刻と、前記電力変動制限開始時刻に対応付けて予め定められた電力変動制限終了時刻と、前記現在時刻における前記合成電力とに基づいて、前記電力変動制限開始時刻から前記電力変動制限終了時刻までの制限時間帯内に前記合成電力の変動抑制または減少抑制を行うために前記蓄電池設備が予備電力として保持すべき必要電力量を算出し、前記蓄電池設備に含まれる蓄電池の電力が前記必要電力量に近づくように前記蓄電池設備に対して制御目標値を伝達するように構築され、
前記制御手段は、
出力変動時に前記合成電力の変化率の目標とされるべき予め定められた指定変化率が設定され、前記現在時刻における前記合成電力から前記指定変化率に従って前記合成電力をゼロまで低下させるために必要な電力量である第一電力量と、
前記現在時刻における前記合成電力の大きさと前記制限時間帯の長さとの積に基づく電力量である第二電力量と、
をそれぞれ算出し、
前記電力変動制限開始時刻よりも予め定めた時間長だけ早い時刻に予め定められた基準事前時刻が設定され、前記基準事前時刻から前記電力変動制限終了時刻までの所定期間の内側では、前記第一電力量と前記第二電力量との合計が前記必要電力量とされ、
前記所定期間の外側では、前記第一電力量が前記必要電力量とされるように構築された電力システム。 A power facility constructed to include a power generation facility and a storage battery facility, and to output a combined electric power obtained by combining the outputs of the power generation facility and the storage battery facility to an interconnection point with the power system.
A control means for controlling the storage battery equipment and
Equipped with
The control means has a current time, a predetermined power fluctuation limit start time, a predetermined power fluctuation limit end time associated with the power fluctuation limit start time, and the combined power at the current time. Based on this, the required amount of power that the storage battery facility should hold as standby power in order to suppress the fluctuation or decrease of the combined power within the time limit from the power fluctuation limit start time to the power fluctuation limit end time is determined. It is constructed so as to transmit a control target value to the storage battery facility so that the electric power of the storage battery included in the storage battery facility is calculated and approaches the required power amount .
The control means is
A predetermined specified rate of change to be targeted for the rate of change of the combined power is set when the output fluctuates, and it is necessary to reduce the combined power from the combined power at the current time to zero according to the specified rate of change. The first amount of power, which is the amount of power,
The second electric energy, which is the electric energy based on the product of the magnitude of the combined electric power at the present time and the length of the time limit,
Are calculated respectively,
A predetermined reference advance time is set at a time earlier than the power fluctuation limit start time by a predetermined time length, and inside the predetermined period from the reference advance time to the power fluctuation limit end time, the first The sum of the electric energy and the second electric energy is defined as the required electric energy.
Outside the predetermined period, the electric power system is constructed so that the first electric energy is the required electric energy . 前記制御手段は、前記必要電力量が予め定めた電力範囲に収まるように前記電力範囲の上限と下限とで前記必要電力量の値をリミットする請求項１に記載の電力システム。 The power system according to claim 1, wherein the control means limits the value of the required power amount by the upper limit and the lower limit of the power range so that the required power amount falls within a predetermined power range. 前記現在時刻をＴとし、前記電力変動制限開始時刻をＴｓｔａｒｔとし、前記電力変動制限終了時刻をＴｅｎｄとし、前記現在時刻の前記合成電力をＰｓｕｍとし、第一電力量をＳ１とし、第二電力量をＳ２とした場合において、前記必要電力量であるＳは下記の式で求められ、
Ｓ＝Ｓ１＋Ｓ２
前記第一電力量Ｓ１は、下記の式で求められ、
Ｓ１＝（Ｐｓｕｍ×Ｐｓｕｍ×ｔａｎθ）／２
ただし、
ｔａｎθ＝１００／（ｎ×６０×Ｐ０）
であり、ｎは、出力変動時に前記合成電力の変化率の目標とされるべき予め定められた指定変化率であり、Ｐ０は、電力システムにおける発電所定格出力であり、
前記第二電力量Ｓ２は、基準時刻をＴｑとした場合に、下記の式で求められ、
Ｓ２＝（Ｔｅｎｄ－Ｔｑ）×Ｐｓｕｍ
前記現在時刻Ｔが前記電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔに達する前における予め定めた期間内であれば前記電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔが前記基準時刻Ｔｑとされ、前記現在時刻Ｔが前記電力変動制限開始時刻Ｔｓｔａｒｔを超えていれば前記現在時刻Ｔが前記基準時刻Ｔｑとされるように前記制御手段が構築された請求項１に記載の電力システム。 The current time is T, the power fluctuation limit start time is T start , the power fluctuation limit end time is Tend, the combined power at the current time is P sum , and the first electric energy is S 1 . When the second electric energy is S 2 , the required electric energy S is calculated by the following formula.
S = S 1 + S 2
The first electric energy S 1 is calculated by the following formula.
S 1 = (P sum x P sum x tan θ) / 2
however,
tan θ = 100 / (n × 60 × P 0 )
N is a predetermined designated change rate that should be the target of the change rate of the combined power when the output fluctuates, and P 0 is a power generation predetermined rated output in the power system.
The second electric energy S 2 is obtained by the following formula when the reference time is T q .
S 2 = ( Tend -T q ) x P sum
If the current time T is within a predetermined period before reaching the power fluctuation limit start time T start , the power fluctuation limit start time T start is set as the reference time T q , and the current time T is the power fluctuation. The power system according to claim 1, wherein the control means is constructed so that the current time T is set to the reference time T q if the limit start time T start is exceeded.
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