JP7225142B2

JP7225142B2 - 電力供給源管理システム

Info

Publication number: JP7225142B2
Application number: JP2020011369A
Authority: JP
Inventors: 浩人佐々木; 亨河野; 絵里磯崎
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2020-01-28
Filing date: 2020-01-28
Publication date: 2023-02-20
Anticipated expiration: 2040-01-28
Also published as: JP2021118632A

Description

本発明は、電力供給源を管理する技術に関する。その中でも特に、工場等産業需要エリアの電力供給源管理システムに関する。

近年の再生可能エネルギー（以下、再エネという）電源の普及にともない、従来型の系統連系方法では、新設再エネ電源の系統連系が難しい配電系統が増大している。ここで、「新設」再エネ電源の系統連系とは、新たに建設されたり、既設の再エネ電源が新たに接続されたりすることを含む。特に、新設再エネ電源に隣接する需要場所に、十分な量の需要が認められない場合には、軽負荷時に発生する余剰電力の配電系統への逆潮流が電圧変動や熱容量に大きく影響を及ぼす。これらは、系統の運用制約（以下、配電制約という）になり得るもので、新設再エネ電源の系統連系が認められない傾向にある。

ここで、一般送配電事業者との系統連系協議においては、同じ配電系統に連系された、新設再エネ電源以外の需要負荷や発電負荷の最悪ケースを評価する。評価の結果、新設再エネ電源の系統連系により、配電系統の設備増強が必要な場合もある。このような場合、再エネ電源保有者は、配電制約を満たすのに十分な設備増強が完了するのを待ち、かつ、その間にも設備増強のために発生する費用を支払う必要がある。そのため、再エネ電源新設者の経済的な負担が大きい。

ここで、電力関連の経済的な負担を低減する従来技術として、特許文献１がある。特許文献１では「系統受電電力の平準化を図ることにより、契約電力を下げ、以って基本料金を下げる」事を課題とする。そして、解決するための手段として、「最適化部は、発電機等の運用スケジュールの評価の為の目的関数として、所定期間における発電機による発電コストと、系統受電電力の買電コストと、系統受電電力の最大値／最小値に応じたコストとによる総コストを、最小化するものを用いる。」ことが記載されている。

特開２０１７－２８８６９号公報

特許文献１には、発電機を用いながら受電にかかる総コストを低減する技術が記載されている。しかしながら、新設再エネ電源による新規系統連系は想定されていない。

そこで、本発明は、再エネ電源、蓄電池、コジェネレーションシステム等の分散型エネルギー源（以下、ＤＥＲという）を含む電力供給源に関する工場等産業需要エリアなどへの新規連系における系統影響へ対応することを課題とする。

上記課題を解決するために、本発明では、配電網の新設電力供給源に関し、前記新設電力供給源の新設前の前記配電網における需要量の最大値である新設時需要最大値および、前記新設電力供給源の新設後の前記配電網における需要量の最大値である更新時需要最大値を用いて、前記新設電力供給源を管理する。ここで、管理には、新設電力供給源の評価ないし緩和（制御）が含まれ、また、評価は、新設が許容できるかの評価を示す。

本発明のより詳細な構成として、以下の態様が含まれる。

配電網の新設電力供給源を管理する電力供給源管理システムにおいて、前記新設電力供給源の新設前の前記配電網における需要量の最大値である新設時需要最大値および前記新設電力供給源の新設後の前記配電網における需要量の最大値である更新時需要最大値を記憶するデータベースと、前記配電網の受電点において、前記配電網における需要が前記新設時需要最大値を下回るよう制御するエリア需給管理部と、前記新設時需要最大値および前記更新時需要最大値を用いて、前記新設電力供給源を新設した場合の前記配電網への系統影響を評価するＤＥＲ計画部とを有する電力供給源管理システム。

また、本発明には、配電網の新設電力供給源を管理する電力供給源管理システムにおいて、前記新設電力供給源の新設前の前記配電網における需要量の最大値である新設時需要最大値および前記新設電力供給源の新設後の前記配電網における需要量の最大値である更新時需要最大値を記憶するデータベースと、前記配電網の受電点において、前記配電網における需要が前記新設時需要最大値を下回るよう制御するエリア需給管理部と、前記新設時需要最大値および前記更新時需要最大値の差分が、前記新設電力供給源からの逆潮流による系統流入量を超えないように、前記新設電力供給源に対する制御を実行するＤＥＲ制御部とを有する電力供給源管理システムも含まれる。

さらに、本発明には、上記電力供給源管理システムによる方法や当該方法を実現するためのコンピュータプログラム製品も含まれる。

ここで、本発明の対象である新設電力供給源は、新設済もしくは新設予定のいずれも含む。配電網は、当該電力供給管理システムが管理するエリアの配電網であることが望ましい。

本発明によれば、より適切に新設電力供給源を管理可能である。

電力供給源管理システムの機能構成の例である。ＤＥＲ新設前の設備構成の例である。ＤＥＲ新設後の設備構成の例である。ＤＥＲ運用計画作成フローの例である。調整力割当の例を説明するための図である。電圧変動制約の変化を説明するための図である。電圧プロファイルの変化を説明するための図である。熱容量制約の変化を説明するための図である。

以下、本発明の一実施例について、図面を用いて説明する。
図１は、電力供給源管理システム１００の機能構成の例である。電力供給源管理システム１００は、いわゆるコンピュータで実現され、以下の構成を有する。連系契約管理部１０１は、系統連系協議において議論され、合意された契約内容を管理する。契約内容は、特に、新設再エネ電源連系時の契約電力、および、連系後の最新の契約電力を含む。当該連系契約管理部１０１は契約内容をデータベース１０２に保存する。エリア需給管理部１０３は当該電力供給源管理システム１００が対象とするエリア（以下、対象エリアという）の需要および発電量を管理する。需要／発電予測部１０４が予測した需要および発電量に従って、ＤＥＲ計画部１０５が調整力割当等の運用計画を作成し、ＤＥＲ制御部１０６が当該運用計画に従って、ＤＥＲを制御する。これにより、受電点における潮流を前記連系後の契約電力の範囲内に収める。なお、データベース１０２を除く各構成は、コンピュータプログラムで実現されるもので、それらの各機能をＣＰＵの如き処理部（図示せず）での演算によりその機能を実現する。

また、電力供給源管理システム１００は、入出力部１０８を有する。これは、利用者の操作を受け付ける入力部と、演算結果などを表示、出力する出力部に分けられてもよい。さらに、電力供給源管理システム１００をインターネットなどの通信網と接続する通信部１０９を有する。

なお、電力供給源管理システム１００は、いわゆるサーバで実現し、通信部１０９を介して、利用者が利用する端末装置と接続してもよい。この場合、入出力部１０８を省略可能である。

次に、電力供給源管理システム１００の動作の一例を説明する。本例の前提として、新設再エネ電源が連系される際の契約電力が過去一定期間、例えば12ヶ月間、の需要最大値（以下、新設時需要最大値という）であり、毎月の電気料金の請求に合わせて更新されるものとする。また、連系後の契約電力は、需要側および逆潮流側についてそれぞれ、契約更新の際における過去一定期間の需要最大値（以下、更新時需要最大値という）、および、前記新設時需要最大値と当該更新時需要最大値の差分であり、数カ月毎などの決められたタイミングで更新されるものとする。

ここで、「新設時」需要最大値は、新設再エネ電源が連系する以前の需要最大値を示す。また、「更新時」需要最大値は、新設再エネ電源連系後の契約更改時の需要最大値を示す。なお、「更新時」需要最大値は、契約更改時の瞬間の値に限定されるものではなく、契約更改における一定期間範囲内の値であればよい。

エリア需給管理部１０３は、受電点における需要が前記新設時需要最大値を下回るよう制御する。また、受電点における逆潮流を前記連系後の逆潮流側契約電力に収めるため、新設時需要最大値と更新時需要最大値の差分を、逆潮流による系統流入量が超えない様にＤＥＲの需給を制御する。

市場取引部１０７は、当該ＤＥＲ計画部１０５が作成した運用計画に従って市場取引を行う。取引の対象となる電力は、ＤＥＲの設備構成により異なる。

図２に、ＤＥＲ新設前の設備構成の例を示す。図２の矢印上部に接続する既設の電力源ないし電力系統に対し、受電点２０１以下に、一つ乃至複数の需要負荷（Ｌ）、つまり、需要家の設備が接続されている。なお、図２中の矢印は電力の供給の方向を示す。

ここで、需要負荷を有する需要家が単一の場合は、当該需要負荷の根元にある取引用メータ２０１で計測する需要について特定規模電気事業者（以下、ＰＰＳという）と供給契約を結んでいる。当該需要家が複数の場合は、各需要負荷の根元にある複数の取引用メータ２０２のそれぞれで計測する需要について各需要家がＰＰＳと供給契約を結んでいる。当該ＰＰＳをＰＰＳ－Ａとし、ＰＰＳ－Ａが用いる取引用メータをメータＡ２０３とする。つまり、メータＡ２０３の集合を、取引用メータ２０２と称する。

図３に、ＤＥＲ新設後の設備構成の例を示す。ここでは、本実施例の電力供給源管理システム１００が設置され、ここから上述した各種の制御指令が通知されることを示している。そして、受電点３０１以下に、複数のＤＥＲが接続されている。また、図上方には、既設の電力源ないし電力系統が接続していることは、図２と同様である。

そして、取引用メータＡ３０５の後方(図の下方)に設置されるＤＥＲ３０７と、取引要メータＢ３０４の後方（図の下方）に設置されるＤＥＲ３０６とがある。なお、本実施例では、ＤＥＲ３０６および３０７のそれぞれを複数記載したが、それぞれ単数であってもよい。

以下、図３に示す設備構成に対する電力供給源管理システム１００の処理概要を説明する。ＤＥＲ３０７の発電量は、単数乃至複数の取引用メータＢ３０４で計測する発電量について、当該電力供給源管理システム１００を運用するＰＰＳ（以下、ＰＰＳ－Ｂとする）が需要家と電力購入契約を結び、取引する。ＤＥＲ３０６の発電量は単数乃至複数の取引用メータＡ３０５で計測する発電量を、当該ＰＰＳ－Ｂが市場取引部１０７を介して電力市場で売買する。なお、これら取引用メータの配置は、図３に示す配置に限定されない。

ここで、ＤＥＲ３０６、３０７のいずれかの新設後の受電点３０１の潮流が、上述した取引用メータのいずれかにより直接計測される場合には、エリア需給管理部１０３は管理する受電点３０１における潮流に当該計測値を用いる。一方、直接計測されない場合には、エリア需給管理部１０３は取引用メータの少なくとも２つ以上の計測値を用いて、エリア内の正味需要から同正味発電量を引いた値として、受電点３０１における潮流を計算する。

また、エリア需給管理部１０３は前記メータＡ３０５およびメータＢ３０４の計測データを、データベース１０２に保存する。

設置される再エネ電源、蓄電池、コジェネレーションシステム等のＤＥＲ３０６、３０７は、遠隔制御が可能となっており、エリア需給管理部１０３は受電点３０１における潮流の管理に、ＤＥＲ３０６、３０７の出力調整可能範囲を調整力として利用する。

次に、図４を用いて、電力供給源管理システム１００での処理であるＤＥＲ運用計画作成フローを説明する。

まず、需要／発電予測部１０４はステップＳ１０１において、需要および発電量の予測に必要となる気象予報データを取得する。当該気象予報データは、当該電力供給源管理システム１００の外部から取得、あるいは、需要／発電予測部１０４が過去にデータベース１０２に保存した気象予報データである。なお、気象予報データは、気温、湿度、天候など予め定められた項目で構成される。また、気象予報データは、発電ないし需要の少なくとも一方に影響するパラメータとなり得る項目を取得することがより好適である。

次に、需要／発電予測部１０４はステップＳ１０２において、取得した気象予報データと、データベース１０２から取得したメータＡ３０５およびメータＢ３０４の計測データから対象エリアの正味需要を予測する。この予測の方法は、特に限定されるものでなく、従来から存在する需要予測技術を用いることが可能である。

次に、需要／発電予測部１０４はステップＳ１０３において、取得した気象予報データと、データベース１０２から取得した前記メータＢ３０４の計測データから対象エリアの正味発電量を予測する。この予測の方法は、特に限定されるものでなく、従来から存在する発電予測技術を用いることが可能である。また、ステップＳ１０２およびＳ１０３の順序は逆であってもよいし、並行して実行してもよい。さらに、メータＡ３０５の計測データ、メータＢ３０４の計測データは、ステップＳ１０２、Ｓ１０３で別々に取得してもよく、ステップＳ１０２で取得したものをステップＳ１０３で利用してもよい。

次に、ＤＥＲ計画部１０５はステップＳ１０４において、予測された正味需要および正味発電量と、データベース１０２から取得した前記新設時需要最大値および更新時需要最大値を用いて新設のＤＥＲの調整力を割り当てる。本処理の詳細は、図５を用いて後述する。

そして、ＤＥＲ計画部１０５はステップＳ１０５において、割り当てられた調整力に基づき、ＤＥＲの運用計画を作成する。

次に、図５を用いて、ステップＳ１０４の調整力割当を説明する。

まず、ＤＥＲ計画部１０５での処理のために、エリア需給管理部１０３が、重負荷時の正味需要から正味発電量を差し引いた需要が、新設時需要最大値４０１を下回るよう制御する。つまり、エリア需給管理部１０３は、上記の関係が満たされるように、正味需要および正味発電量を制御する。

そして、ＤＥＲ計画部１０５は、新設時需要最大値４０１と更新時需要最大値の差分４０２を、軽負荷時の、正味発電量から正味需要を差し引いた、逆潮流による系統流入量が超えない様に調整力の割当を行う。ここで割り当てられる調整力は、図５（下方のグラフ）における調整力割当(需要)４０３が該当する。より具体的には、ＤＥＲ計画部１０５は、新設時需要最大値４０１および更新時需要最大値を特定する。そして、この差分４０２を算出し、上記関係を満たすように調整力割当(需要)４０３を算出する。

また、ＤＥＲ計画部１０５は、重負荷時の需要について、前記更新時需要最大値を超えない様にＤＥＲ計画部１０５は調整力割当（発電）４０４を算出する。これを図５上方のグラフに示す。なお、図５の４０２－１は、契約が更新され更新時需要最大値が低下した場合の値を示す。このように、契約が更改されるごとに、図４に示す処理フローを実行することも本実施例の一例に含まれる。

なお、事前に前記重負荷時の需要拡大が見込まれる際には、連系契約更新時において、あらかじめ前記更新時需要最大値を、前記新設時需要最大値４０１を超えない範囲で大きく設定しておく。これにより、必要な調整力の量を抑制することができる。

以上のように算出された調整力割当４０３および４０４を用いて、エリア需給管理部１０３が制御を行う。

この様な構成を取る電力供給源管理システム１００のＤＥＲ計画部１０５において、ＤＥＲ連系による系統影響は以下の様に評価する。これらについて、図６～８を用いて説明する。

図６は、電圧変動制約の変化を説明するための図である。受電点３０１において連系する電線路の電圧降下ΔV は、（数１）を用いて計算できる。

ΔV≒RΔP+XΔQ…(数１)
ここで、R および X はそれぞれ当該電線路の抵抗およびリアクタンスであり、ΔP およびΔQ はそれぞれ受電点３０１の潮流における有効電力および無効電力である。更新時需要最大値は、前記新設時需要最大値を下回るようエリア需給管理部１０３が制御するため、前記重負荷時の需要５０１による電圧降下は、ＤＥＲ新設時よりもＤＥＲ新設後の方が小さくなる。一方、ＤＥＲ新設後は前記軽負荷時の逆潮流５０２による電圧降下が発生する。当該逆潮流による系統流入量は前記新設時需要最大値と前記更新時需要最大値の差分を超えない様にエリア需給管理部１０３が制御する。このため、結果として、重負荷時および軽負荷時を考慮した、当該受電点３０１の潮流によって発生する電圧変動の大きさ５０３は、ＤＥＲ新設後はＤＥＲ新設時以下に保たれる。

図７は、図３の受電点３０１において連系する電線路の電圧プロファイルの変化を説明するための図である。ＤＥＲ新設によって、軽負荷時に系統電圧が電圧適正範囲６０１から逸脱６０２する様な場合であっても、本実施例により、以下の制御が可能である。過去に連系が認められている需要負荷の電圧変動範囲内に、ＤＥＲ新設後の電圧変動を抑え６０３、系統運用において変電所における送り出し電圧を調節６０４することにより、軽負荷時の系統電圧を電圧適正範囲６０１に維持６０５することが期待できる。

図８は、熱容量制約の変化を説明するための図である。受電点３０１で連系する電線路において、受電点３０１の潮流に必要となる熱容量は、受電点３０１の潮流の大きさで決まる。更新時需要最大値が新設時需要最大値を下回るようエリア需給管理部１０３が前記重負荷時の需要７０１を制御する。また、逆潮流による系統流入量が新設時需要最大値と更新時需要最大値の差分を超えない様にエリア需給管理部１０３が前記軽負荷時の逆潮流７０２を制御する。これらのため、重負荷時および軽負荷時を考慮した当該受電点３０１の潮流に必要な熱容量の大きさは、ＤＥＲ新設後はＤＥＲ新設時以下に保たれる。

以上の様な構成を取ることにより、新設時需要最大値および更新時需要最大値を用いてＤＥＲ連系による系統影響を評価することが可能である。このように評価された結果を用いて、一般送配電事業者とのの協議を行うことが可能になる。

また、これにより、過去に連系が認められている需要負荷の系統影響に相当する範囲内で、新設した再エネ電源を運用可能となる。なお、更新時需要最大値は、新設以降の需要最大値とし、契約更新毎のデータでなくとも構わない。

なお、本実施例による系統影響の低減範囲は工場等産業需要エリアが連系する地域供給系統および高圧配電線を主な対象としている。

また、対象エリア内で一般的に必要となる、各種保護リレー、単独運転検出、不要解列防止、線路無電圧確認、転送遮断、ネットワークリレー、遮断器等の装置の設置、および、周波数、電圧変動、短絡容量、力率、高調波等の設備対策については適切に実施されるものとする。

以上の実施例によれば、過去に連系が認められている需要負荷の系統影響に相当する範囲内で、新設した再エネ電源を運用可能となる。

また、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。

１００電力供給源管理システム
１０１連系契約管理部
１０２データベース（ＤＢ）
１０３エリア需給管理部
１０４需要／発電予測部
１０５ＤＥＲ計画部
１０６ＤＥＲ制御部
１０７市場取引部
１０８入出力部
１０９通信部

Claims

配電網の新設電力供給源を管理する電力供給源管理システムにおいて、
前記新設電力供給源の新設前の前記配電網における需要量の最大値である新設時需要最大値および前記新設電力供給源の新設後の前記配電網における需要量の最大値である更新時需要最大値を記憶するデータベースと、
前記配電網の受電点において、前記配電網における需要が前記新設時需要最大値を下回るよう制御するエリア需給管理部と、
前記新設時需要最大値および前記更新時需要最大値を用いて、前記新設電力供給源を新設した場合の前記配電網への系統影響を評価するＤＥＲ計画部とを有することを特徴とする電力供給源管理システム。
請求項１に記載の電力供給源管理システムにおいて、
前記ＤＥＲ計画部は、前記新設電力供給源が連系する電線路における新設時電圧降下および更新時電圧降下を算出し、前記新設時電圧降下および前記更新時電圧降下による電圧変動が予め定められた電圧適正範囲に含まれるかにより、前記系統影響を評価することを特徴とする電力供給源管理システム。
請求項１に記載の電力供給源管理システムにおいて、
前記ＤＥＲ計画部は、前記新設電力供給源の新設前後における前記受電点の熱容量の大きさを比較することで、前記系統影響を評価することを特徴とする電力供給源管理システム。
配電網の新設電力供給源を管理する電力供給源管理システムにおいて、
前記新設電力供給源の新設前の前記配電網における需要量の最大値である新設時需要最大値および前記新設電力供給源の新設後の前記配電網における需要量の最大値である更新時需要最大値を記憶するデータベースと、
前記配電網の受電点において、前記配電網における需要が前記新設時需要最大値を下回るよう制御するエリア需給管理部と、
前記新設時需要最大値および前記更新時需要最大値の差分が、前記新設電力供給源からの逆潮流による系統流入量を超えないように、前記新設電力供給源に対する制御を実行するＤＥＲ制御部とを有することを特徴とする電力供給源管理システム。
請求項４に記載の電力供給源管理システムにおいて、
さらに、前記系統流入量を超えない調整力を算出するＤＥＲ計画部を有し、
前記ＤＥＲ制御部は、前記調整力に従って前記制御を実行することを特徴とする電力供給源管理システム。
請求項５に記載の電力供給源管理システムにおいて、
前記エリア需給管理部は、前記配電網の重負荷時需要量が、前記新設時需要最大値を下回るように前記制御を実行することを特徴とする電力供給源管理システム。
請求項６に記載の電力供給源管理システムにおいて、
前記ＤＥＲ計画部は、前記重負荷時需要量が、前記更新時需要最大値を超えない様に調整力を算出することを特徴とする電力供給源管理システム。
請求項６または７のいずれかに記載の電力供給源管理システムにおいて、
前記ＤＥＲ計画部は、前記新設時需要最大値および前記更新時需要最大値を特定することを特徴とする電力供給源管理システム。
請求項８に記載の電力供給源管理システムにおいて、
前記更新時需要最大値は、前記新設時需要最大値を下回ることを特徴とする電力供給源管理システム。
請求項１乃至９のいずれかに記載の電力供給源管理システムにおいて、
前記新設時需要最大値は、前記新設電力供給源の新設前の一定期間における需要最大値であり、
前記更新時需要最大値は、前記新設電力供給源の新設後の一定期間における需要最大値であることを特徴とする電力供給源管理システム。