JP7366727B2 - Electricity supply and demand control device - Google Patents
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Description
本実施形態は、電力系統の需給制御を行う電力需給制御装置に関する。 The present embodiment relates to an electric power supply and demand control device that performs supply and demand control of an electric power system.
電力を安定供給するためには電力系統の需給制御を行うことが必要とされる。この種の電力系統の需給制御システムとしては、負荷周波数制御（ＬＦＣ）および経済負荷配分制御（ＥＤＣ）を用いて需給制御を行う電力需給制御システムが知られている。 In order to provide a stable supply of electricity, it is necessary to control the supply and demand of the power system. As a supply and demand control system for this type of power system, an electric power supply and demand control system that performs supply and demand control using load frequency control (LFC) and economic load distribution control (EDC) is known.
昨今の電力自由化により、新規電力事業者が電力事業に参入し、従来に比べ複雑な電力供給および電力消費がなされるようになった。このため、電力需要量と供給量の調整（以降「電力需給調整」と総称する）は、きめ細かに行うことが必要とされる。さらに電力需給調整の周期は、短くなる傾向にある。このため電力需給調整のための電力調達は、迅速かつ精度よく行われることが必要とされる。 With the recent liberalization of electricity, new electric power companies have entered the electric power business, making power supply and consumption more complex than before. For this reason, it is necessary to carefully adjust the amount of electricity demanded and the amount of electricity supplied (hereinafter collectively referred to as "power supply and demand adjustment"). Furthermore, the cycle of power supply and demand adjustment is becoming shorter. Therefore, power procurement for power supply and demand adjustment needs to be carried out quickly and accurately.
一般送配電事業者の法的分離に伴い、２０２１年４月に、一般送配電事業者が調整力を調達するための需給調整市場の運用開始が予定されている。需給調整市場は、市場運営の中立性と価格の透明性が確保されること、市場メカニズムを活用した効率的な需給調整が実現されること、必要な調整力が安定的に調達されること、が必要とされる。これらを実現するために、需給調整市場価格の公開、メリットオーダーでの発電、従来の一般電気事業者以外の電源やデマンドレスポンスの活用、調整の柔軟性が高い電源（周波数調整用の電源）の評価を行う方法等の検討が推進されている。需給調整市場が円滑に導入されるためにも、調整力の調達と運用に、公平性と透明性が確保される必要がある。 Along with the legal separation of general power transmission and distribution companies, a supply and demand adjustment market is scheduled to begin operation in April 2021 for general power transmission and distribution companies to procure adjustment capacity. In the supply and demand adjustment market, the neutrality of market operations and the transparency of prices are ensured, efficient supply and demand adjustment is realized using market mechanisms, and the necessary adjustment power is stably procured. is required. In order to achieve these, we will publish demand-supply adjustment market prices, generate power on a merit order basis, utilize power sources other than conventional electric utilities and demand response, and use power sources with high adjustment flexibility (power sources for frequency adjustment). Consideration of evaluation methods, etc. is being promoted. In order for the supply and demand adjustment market to be introduced smoothly, it is necessary to ensure fairness and transparency in the procurement and operation of adjustment power.
昨今の電力システム改革に伴い、現状の電力会社における発電、送配電、小売事業は、法的に分離され、送配電と発電、小売事業に分けられる。既存の電力会社は、需給、周波数調整を行う場合、自社内にて必要となる需給調整力を確保していた。しかしながら、発電事業と送配電事業の分離により、電力事業者は、需給調整市場により需給調整力を確保する場合もある。 With the recent power system reform, the current power generation, transmission and distribution, and retail businesses of electric power companies are legally separated and divided into power transmission and distribution, power generation, and retail businesses. Existing electric power companies have secured the necessary supply and demand adjustment power in-house when adjusting supply and demand and frequency. However, by separating the power generation business from the power transmission and distribution business, electric power companies may secure the ability to adjust supply and demand through the supply and demand adjustment market.
電力事業者は、市場参加者として、また系統運用者として中立の立場にて、メリットオーダーによる需給、周波数調整を行う。電力事業者は、需給調整市場における電力商品を購入または販売して、需給、周波数調整を行う。 Electric power companies adjust supply and demand and frequency based on merit orders from a neutral standpoint as both market participants and system operators. Electric power companies purchase or sell power products in the supply and demand adjustment market to adjust supply and demand and frequency.
需給調整市場における電力商品メニューとして、調整速度の異なる制御に対応した複数の電力商品が準備される。一例として、需給調整市場における電力商品メニューに、制御区分に応じ「一次調整力」「二次調整力」「三次調整力」（上げ、下げ別）に対応した１０区分が予定されている。 As a power product menu in the supply and demand adjustment market, a plurality of power products that are compatible with controls with different adjustment speeds are prepared. As an example, the electricity product menu in the supply and demand adjustment market is planned to have 10 categories corresponding to "primary regulating power," "secondary regulating power," and "tertiary regulating power" (increasing and decreasing) depending on the control category.
従来、各エリアの電力系統において、エリアごとの電力需給制御装置により、自エリアの地域要求電力（ＡＲ）に基づき、需給調整力の制御および運用が行われていた。今後、需給調整市場により電力の広域調達、広域運用が開始され、各エリアの電力系統における地域要求電力（ＡＲ）がネッティングされ、上位の制御装置である広域制御装置により算出された地域要求電力（ＡＲ）が制御量として各エリアの電力系統に指示される。 Conventionally, in the power system of each area, a power supply and demand control device for each area controls and operates the supply and demand adjustment capacity based on the regional power requirement (AR) of the own area. In the future, wide-area procurement and wide-area operation of electricity will begin through the supply and demand adjustment market, and the regionally requested power (AR) in the power system of each area will be netted, and the regionally requested power (AR) calculated by the wide-area control device, which is a higher-level control device, will be AR) is instructed to the power grid in each area as a control amount.
各電力系統は、独自の制御タイミングにより電力需給調整にかかる調整を行っている。したがって、各電力系統において、異なる制御タイミングにより電力需給調整にかかる制御が行われる。また、上位の制御装置である広域制御装置は、各電力系統に対し独自のタイミングにより制御量の指示を行う。上位の制御装置により指示される制御量には、一つの電力系統から他の電力系統へ転送する電力にかかる制御量が含まれる。 Each power system makes adjustments related to power supply and demand adjustment using its own control timing. Therefore, in each power system, control related to power supply and demand adjustment is performed at different control timings. Furthermore, the wide-area control device, which is a higher-level control device, instructs each power system to control the amount at its own timing. The control amount instructed by the higher-level control device includes the control amount related to power transferred from one power system to another power system.
電力系統の電力供給量および電力消費量は、時々刻々変動する。したがって上位の制御装置による制御量の指示タイミングと、各電力系統における制御タイミングとが異なることにより、電力需給調整のための電力調達が、迅速かつ精度よく行われない可能性があるとの問題点があった。 The amount of power supplied and the amount of power consumed by the power system fluctuates from moment to moment. Therefore, the problem is that the timing of instructions for control amounts by the upper level control device and the control timing of each power system are different, so that power procurement for power supply and demand adjustment may not be carried out quickly and accurately. was there.
本実施形態は、上位の制御装置による制御量の指示タイミングと、各電力系統における制御タイミングとが異なる場合であっても、電力需給調整のための電力調達を、迅速かつ精度よく行うことができる電力需給制御装置を提供することを目的とする。 In this embodiment, even if the instruction timing of a control amount by a higher-level control device and the control timing in each power system are different, power procurement for power supply and demand adjustment can be performed quickly and accurately. The purpose is to provide an electric power supply and demand control device.
本実施形態の電力需給制御装置は、次のような特徴を有する。
（１）各電力系統における発電設備の制御を行うタイミングで当該発電設備の制御を行うための個別制御量を算出する電力需給制御装置において、上位の制御装置が複数の電力系統間で送電または受電される電力に関する指令制御量を各電力系統に設置された電力需給制御装置に対し指示する制御タイミングと、前記個別制御量を算出する算出タイミングが一致しない場合に、前記上位の制御装置における前回の制御タイミングにかかる第１の時刻と、次回の制御タイミングにかかる第２の時刻と、の間の時間における前記個別制御量を調整して算出し、前記上位の制御装置に送信する。
The power supply and demand control device of this embodiment has the following features.
(1) In a power supply and demand control device that calculates an individual control amount to control power generation equipment in each power system at the timing when the power generation equipment is controlled, the upper control device transmits or receives power between multiple power systems. If the control timing for instructing the electric power supply and demand control device installed in each power system to command the control amount regarding the electric power to be controlled does not match the calculation timing for calculating the individual control amount , the previous control amount in the upper control device The individual control amount is adjusted and calculated during a time period between a first time related to the control timing and a second time related to the next control timing, and is transmitted to the higher-level control device .
［第１実施形態］
［１－１．構成］
図１を参照して本実施形態の一例として、電力需給制御装置について説明する。なお、本実施形態において、同一構成の装置や部材が複数ある場合にはそれらについて同一の番号を付して説明を行い、また、同一構成の個々の装置や部材についてそれぞれを説明する場合に、共通する番号にアルファベットの添え字を付けることで区別する。
[First embodiment]
[1-1. composition]
An electric power supply and demand control device will be described as an example of the present embodiment with reference to FIG. 1. In this embodiment, if there are multiple devices or members with the same configuration, they will be described with the same number, and when each device or member with the same configuration is explained, Distinguish common numbers by adding alphabetic subscripts.
（１）システムの全体構成
図１に、本実施形態にかかる電力需給制御システム１を示す。本電力需給制御システム１は、電力需給制御装置２、広域制御装置５、電力系統９ａを有する。電力系統９ａは、複数の発電設備９１、自然エネルギー発電設備９２、検出装置９３を備える。電力系統９ａは、連系線を介し他の電力系統９ｂ（以下、他系統９ｂと総称する）に接続される。また、各発電設備９１は、検出用の信号線９７および制御用の信号線９８により電力需給制御装置２に接続される。
(1) Overall system configuration FIG. 1 shows an electric power supply and
本電力需給制御システムにおいて、以下のデータが、入力、出力、送受信または記憶される。また、以降、「地域要求電力」を「ＡＲ」、「経済負荷配分制御」を「ＥＤＣ」と呼ぶ場合がある。「需要実績値」とは、実際に供給した電力ではなく、実際に発電された電力の値（発電端電力値）をいう。
データａ１（発電設備発電電力値）
データｂ１（自然エネルギー発電電力値）
データｃ１（周波数変化量ΔＦ）
データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）
データｃ３（融通電力Ｐ０）
データｄ１（発電目標値）
データｅ１（ＬＦＣ動作可能量）
データｅ２（連系線空容量）
データｆ１（平滑前ＡＲ値）
データｆ２（平滑後ＡＲ値）
データｆ３（ＡＲ配分値）
データｆ４（調整後ＡＲ値）
データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）
データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）
データｈ２（補正調整後ＡＲ値）
In this power supply and demand control system, the following data is input, output, transmitted/received, or stored. Further, hereinafter, "regional required power" may be referred to as "AR", and "economic load distribution control" may be referred to as "EDC". The "actual demand value" refers to the value of the power actually generated (power generation end value), not the power actually supplied.
Data a1 (power generation equipment value)
Data b1 (natural energy generated power value)
Data c1 (frequency change amount ΔF)
Data c2 (tidal power change amount ΔPT)
Data c3 (accommodating power P0)
Data d1 (power generation target value)
Data e1 (LFC operable amount)
Data e2 (interconnection line free capacity)
Data f1 (AR value before smoothing)
Data f2 (AR value after smoothing)
Data f3 (AR distribution value)
Data f4 (AR value after adjustment)
Data g1 (real-time EDC value)
Data h1 (AR value Z after correction)
Data h2 (AR value after correction adjustment)
データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）が請求項における指令制御量に相当する。広域制御装置５の制御タイミングとは、データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）が広域制御装置５から電力需給制御装置２に送信されるタイミングである。
The data h1 (corrected AR value Z) corresponds to the command control amount in the claims. The control timing of the wide
データｆ１（平滑前ＡＲ値）が、請求項における地域要求電力（ＡＲ値）に相当する。本実施形態において、データｆ１（平滑前ＡＲ値）を地域要求電力（ＡＲ値）と呼ぶ場合がある。請求項における個別制御量には、データｆ１（平滑前ＡＲ値）、データｆ２（平滑後ＡＲ値）、データｆ３（ＡＲ配分値）が含まれる。個別制御量の算出タイミングは、データｆ１（平滑前ＡＲ値）、データｆ２（平滑後ＡＲ値）、データｆ３（ＡＲ配分値）が算出されるタイミングである。個別制御量の算出タイミングとは、エリアごとの電力需給制御装置２が発電設備９１の制御を行うタイミングである。
The data f1 (AR value before smoothing) corresponds to the regional required power (AR value) in the claims. In this embodiment, the data f1 (AR value before smoothing) may be referred to as regional required power (AR value). The individual control amount in the claims includes data f1 (AR value before smoothing), data f2 (AR value after smoothing), and data f3 (AR distribution value). The calculation timing of the individual control amount is the timing at which data f1 (pre-smoothed AR value), data f2 (post-smoothed AR value), and data f3 (AR distribution value) are calculated. The calculation timing of the individual control amount is the timing at which the power supply and
（２）発電設備９１
発電設備９１は、電力系統９ａに供給する電力を、発電機により発電する電力供給設備である。一例として、本実施形態の電力需給制御システム１は、発電設備９１ａ～９１ｎを有する。例えば、発電設備９１ａは、出力変化速度の速い、水力機等の高速機により構成される。例えば、発電設備９１ｂは、出力変化速度のやや遅い、石油火力機等の中速機により構成される。例えば、発電設備９１ｎは、出力変化速度の極めて遅い、石炭火力機等の低速機により構成される。発電設備９１は任意の発電速度を有する発電機により構成されるものであってよい。
(2) Power generation equipment 91
The power generation facility 91 is a power supply facility that uses a generator to generate power to be supplied to the
発電設備９１は、電力需給制御装置２に接続される。発電設備９１は、検出用の信号線９７を介し電力需給制御装置２に対して、データａ１（発電設備発電電力値）を送信する。また、発電設備９１は、制御用の信号線９８を介し電力需給制御装置２からデータｄ１（発電目標値）を受信し、データｄ１（発電目標値）に基づき発電電力の制御を行う。なお、発電設備９１ａ～９１ｎは、任意の台数であってよい。
The power generation equipment 91 is connected to the power supply and
（３）自然エネルギー発電設備９２
自然エネルギー発電設備９２は、電力系統９ａに供給する電力を、太陽光、風力等の自然エネルギーにより発電する電力供給設備である。一例として、本実施形態の電力需給制御システム１は、自然エネルギー発電設備９２ａ～９２ｎを有する。自然エネルギー発電設備９２は、電力需給制御装置２にデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）を送信する。なお、自然エネルギー発電設備９２ａ～９２ｎは、任意の台数であってよい。
(3) Natural energy power generation equipment 92
The natural energy power generation facility 92 is a power supply facility that generates power to be supplied to the
（４）検出装置９３
検出装置９３は、電力系統９ａの電気量を検出する測定装置である。検出装置９３は、電力系統９ａに配置される。検出装置９３は、連系線における電力系統９ａに関するデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）の各項目を検出し電力需給制御装置２に送信する。
(4)
The
（５）電力需給制御装置２
電力需給制御装置２は、パーソナルコンピュータ等により構成される。電力需給制御装置２は、電力の監視制御を行う制御室等に配置される。電力需給制御装置２は、発電設備９１から送信されるデータａ１（発電設備発電電力値）、自然エネルギー発電設備９２から送信されるデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）、検出装置９３から送信される連系線における電力系統９ａに関するデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）が、入力される。電力需給制御装置２は、需給制御に関する演算を行い発電設備９１に対し、データｄ１（発電目標値）を送信する。
(5) Electricity supply and
The power supply and
電力需給制御装置２は、入力部２１、出力部２２、目標値作成部２３、ＡＲ算出部２４、ＡＲ平滑部２５、ＡＲ配分部２６、リアルタイムＥＤＣ算出部２７、ＡＲ調整部３１、ＡＲ送信部３２、情報送信部３３、補正ＡＲ受信部３４、補正ＡＲ調整部３５を有する。
The power supply and
電力需給制御装置２の入力部２１、出力部２２、ＡＲ送信部３２、情報送信部３３、補正ＡＲ受信部３４は、ハードウェアにより構成される。目標値作成部２３、ＡＲ算出部２４、ＡＲ平滑部２５、ＡＲ配分部２６、リアルタイムＥＤＣ算出部２７、ＡＲ調整部３１、補正ＡＲ調整部３５は、機能ブロックとしてソフトウェアモジュールにより構成される。
The input section 21, output section 22,
入力部２１は、受信回路により構成される。入力部２１は、入力側が信号線９７を介し発電設備９１に、出力側が目標値作成部２３に接続される。入力部２１は、発電設備９１から送信されたデータａ１（発電設備発電電力値）が入力される。入力部２１は、データａ１（発電設備発電電力値）を目標値作成部２３に出力する。 The input section 21 is composed of a receiving circuit. The input section 21 is connected to the power generation equipment 91 via a signal line 97 on the input side, and to the target value creation section 23 on the output side. The input unit 21 receives data a1 (power generation equipment value) transmitted from the power generation equipment 91. The input unit 21 outputs data a1 (power generation equipment value) to the target value creation unit 23.
出力部２２は、送信回路により構成される。出力部２２は、入力側が目標値作成部２３に、出力側が信号線９８を介し発電設備９１に接続される。出力部２２は、目標値作成部２３から入力されたデータｄ１（発電目標値）を、発電設備９１に出力する。 The output section 22 is composed of a transmitting circuit. The output section 22 is connected to the target value generation section 23 on the input side and to the power generation equipment 91 via the signal line 98 on the output side. The output unit 22 outputs the data d1 (power generation target value) input from the target value creation unit 23 to the power generation equipment 91.
目標値作成部２３は、入力側が入力部２１、ＡＲ配分部２６及びリアルタイムＥＤＣ算出部２７に接続され、出力側が出力部２２に接続される。目標値作成部２３には、入力部２１から発電設備９１のデータａ１（発電設備発電電力値）が、ＡＲ配分部２６からデータｆ３（ＡＲ配分値）が、リアルタイムＥＤＣ算出部２７からデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）が入力される。
The target value creation section 23 has an input side connected to the input section 21 , an
目標値作成部２３は、データａ１（発電設備発電電力値）、データｆ３（ＡＲ配分値）、データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）に基づき、出力部２２に対しデータｄ１（発電目標値）を作成し出力する。 The target value creation unit 23 creates data d1 (power generation target value) for the output unit 22 based on data a1 (power generation equipment value), data f3 (AR distribution value), and data g1 (real-time EDC value). Output.
ＡＲ算出部２４は、入力側が自然エネルギー発電設備９２及び検出装置９３に接続され、出力側がＡＲ平滑部２５、ＡＲ調整部３１に接続される。ＡＲ算出部２４には、自然エネルギー発電設備９２からデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）が、検出装置９３からデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）が入力される。
The
ＡＲ算出部２４は、データｂ１（自然エネルギー発電電力値）、データｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）に基づき、ＡＲ値を算出し、ＡＲ平滑部２５およびＡＲ調整部３１に対しデータｆ１（平滑前ＡＲ値）を出力する。
The
ＡＲ調整部３１は、ＡＲ算出部２４により算出されたデータｆ１（平滑前ＡＲ値）を、後述する広域制御装置５の制御周期に合わせたデータｆ４（調整後ＡＲ値）に変換する。変換されたデータｆ４（調整後ＡＲ値）はＡＲ送信部３２に送信される。
The
ＡＲ送信部３２は、送信回路により構成される。ＡＲ送信部３２は、ＡＲ調整部３１により変換されたデータｆ４（調整後ＡＲ値）を広域制御装置５に送信する。
The
情報送信部３３は、送信回路および記憶装置により構成される。情報送信部３３は、あらかじめ記憶したデータｅ１（ＬＦＣ動作可能量）とデータｅ２（連系線空容量）の情報を広域制御装置５に送信する。
The
補正ＡＲ受信部３４は、受信回路により構成される。広域制御装置５は、データｆ４（調整後ＡＲ値）、データｅ１（ＬＦＣ動作可能量）、データｅ２（連系線空容量）に基づきデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）を作成する。補正ＡＲ受信部３４は、広域制御装置５からデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）を受信し、補正ＡＲ調整部３５に送信する。
The corrected
補正ＡＲ調整部３５は、自エリアである電力系統９ａの制御タイミングに合致するようにデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）をデータｈ２（補正調整後ＡＲ値）に変換する。データｈ２（補正調整後ＡＲ値）は、ＡＲ平滑部２５に送信される。データｈ２（補正調整後ＡＲ値）は、ＡＲ算出部２４により算出されたデータｆ１（平滑前ＡＲ値）に加算される。
The corrected
ＡＲ平滑部２５は、入力側がＡＲ算出部２４および補正ＡＲ調整部３５に、出力側がＡＲ配分部２６に接続される。ＡＲ平滑部２５には、ＡＲ算出部２４からデータｆ１（平滑前ＡＲ値）が、補正ＡＲ調整部３５からデータｈ２（補正調整後ＡＲ値）が入力される。ＡＲ平滑部２５は、データｆ１（平滑前ＡＲ値）、データｈ２（補正調整後ＡＲ値）に基づき、周波数分解を行いＡＲ配分部２６に対しデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を出力する。
The
ＡＲ配分部２６は、入力側がＡＲ平滑部２５に接続され、出力側が目標値作成部２３に接続される。ＡＲ配分部２６には、ＡＲ平滑部２５からデータｆ２（平滑後ＡＲ値）が入力される。ＡＲ配分部２６は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づき、発電設備９１ごとの発電配分を算出し、各目標値作成部２３に対しデータｆ３（ＡＲ配分値）を出力する。データｆ３（ＡＲ配分値）は、各発電設備９１への配分量であって、ＡＲ配分部２６により発電設備９１のメリットオーダーに基づいて算出される。
The
また、ＡＲ配分部２６は、データｆ３（ＡＲ配分値）を発電設備９１の運転能力に応じて、例えば、発電設備９１の発動までの応動時間に応じて、配分する。ＡＲ配分部２６は、各目標値作成部２３に対してデータｆ３を出力する。
Further, the
リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、入力側がＡＲ平滑部２５に接続され、出力側が各目標値作成部２３に接続される。リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、ＡＲ平滑部２５からデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を受信する。
The real-time
リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づいて経済負荷配分を行い、発電設備９１のメリットオーダーによって、経済負荷配分の計算結果としてデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）を発電設備９１ごとに算出する。
The real-time
データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）とは、電力需給制御システム１全体として経済的になるよう発電設備９１ごとにスケジュール配分された発電電力値である。
The data g1 (real-time EDC value) is a generated power value that is scheduled and distributed to each power generation facility 91 so that the power supply and
また、リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、発電設備９１のメリットオーダーによって自エリアにおけるＥＤＣ対象のエリアインバランス量を配分する。リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、ＥＤＣ周期に合わせてエリアインバランス量を配分する。
Further, the real-time
エリアインバランス量とは、あるエリアの未来の時間帯において、手当されている電力量と、要求された電力量との差分である。要求された電力量が、手当されている電力量よりも大（つまりＡＲ値が正）であれば、エリアインバランス量の不足＝調達すべき電力量の不足を意味する。反対に、要求された電力量が手当されている電力量よりも小（つまりＡＲ値が負）であれば、エリアインバランス量の過多＝調達すべき電力量の過多を意味する。 The area imbalance amount is the difference between the allocated power amount and the requested power amount in a future time period in a certain area. If the requested amount of power is larger than the allocated amount of power (that is, the AR value is positive), this means a shortage of area imbalance amount = shortage of the amount of power to be procured. On the other hand, if the requested amount of power is smaller than the allocated amount of power (that is, the AR value is negative), this means that the amount of area imbalance is excessive, which means that the amount of power to be procured is excessive.
リアルタイムＥＤＣ算出部２７により算出され配分されたデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）は、目標値作成部２３に送信される。目標値作成部２３は、データａ１（発電設備発電電力値）、データｆ３（ＡＲ配分値）、データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）に基づき、データｄ１（発電目標値）を作成し、出力部２２に対し出力する。
Data g1 (real-time EDC value) calculated and distributed by the real-time
（６）広域制御装置５
広域制御装置５は、コンピュータ装置により構成される。広域制御装置５は、請求項における上位の制御装置に相当する。広域制御装置５は、各電力系統９に設置された電力需給制御装置２に対し、指令制御量の指示を行う上位の制御装置である。広域制御装置５は、各電力系統９の監視制御を行う制御室等に配置される。
(6) Wide
The wide
広域制御装置５は、各電力系統９に設置された複数の電力需給制御装置２の、ＡＲ送信部３２からデータｆ４（調整後ＡＲ値）を、情報送信部３３から各電力系統９のデータｅ１（ＬＦＣ動作可能量）、データｅ２（連系線空容量）を受信する。また、広域制御装置５は、受信したデータｆ４（調整後ＡＲ値）、データｅ１（ＬＦＣ動作可能量）、データｅ２（連系線空容量）に基づき、データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）を算出し、各電力系統９に設置された複数の電力需給制御装置２に対し送信する。データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）は、複数の電力系統９間で、送電、受電される電力に関する指令制御量である。例えば、電力系統９ｂにおいて不足する電力について、電力系統９ａにより発電する電力にかかる指令制御量をデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）として、電力系統９ａの電力需給制御装置２に対し指示する。
The wide
各電力系統９に設置された複数の電力需給制御装置２は、異なる制御タイミングにより電力需給調整にかかる制御を行っている。広域制御装置５は、電力需給制御装置２の制御タイミングに拘わらず独自の同一のタイミングにより、複数の電力需給制御装置２に対し、データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）にかかる指令制御量を送信する。
A plurality of power supply and
以上が、本電力需給制御システム１の構成である。
The above is the configuration of the power supply and
［１－２．作用］
最初に現在行われている一般的な電力需給制御について説明する。
[1-2. Effect】
First, the general power supply and demand control that is currently performed will be explained.
［一般的な電力需給制御］
電力系統の負荷は、季節や時刻に応じ変動している。電力系統の負荷変動は、以下の（イ）（ロ）（ハ）の３つに区分して考えることができる。
（イ）サイクリック分：数秒から数分周期までの微小周期の負荷変動をサイクリック分と呼ぶ。変動幅の小さい種々の振動周期を持った脈動成分や、不規則な変動成分が重畳したものと考えられる。
（ロ）フリンジ分：数分から１０数分程度までの短周期の負荷変動をフリンジ分と呼ぶ。
（ハ）サステンド分：１０数分以上の長周期の負荷変動をサステンド分と呼ぶ。
[General power supply and demand control]
The load on the power system fluctuates depending on the season and time of day. Load fluctuations in power systems can be classified into the following three categories: (a), (b), and (c).
(a) Cyclic minutes: Load fluctuations with minute periods ranging from a few seconds to several minutes are called cyclic minutes. It is thought that pulsation components with various vibration periods with small fluctuation widths and irregular fluctuation components are superimposed.
(b) Fringe portion: Short-term load fluctuations from several minutes to about 10-odd minutes are called fringe portion.
(c) Sustained portion: Long-period load fluctuations of more than 10 minutes or more are called sustained portions.
微小周期の負荷変動であるサイクリック分のうち、ごく微小である周期の負荷変動は、系統の負荷特性より調整される。サイクリック分のうち、前述の周期以上の負荷変動は、ガバナフリー運転されている発電所の調速機により調整される。サイクリック分のうち、さらに前述の周期以上の負荷変動は、電力会社の中央給電指令所に設置された電力需給制御装置により制御され調整される。 Of the cyclic components, which are load fluctuations with very small periods, load fluctuations with extremely small periods are adjusted based on the load characteristics of the system. Among the cyclic portions, load fluctuations that exceed the above-mentioned period are adjusted by the speed governor of the power plant that is operated in governor-free operation. Among the cyclic portions, load fluctuations having a period longer than the above-mentioned period are controlled and adjusted by a power supply and demand control device installed at the central power dispatch center of the electric power company.
短周期の負荷変動であるフリンジ分の負荷変動は、サイクリック分に比べ変動量が大きいためガバナフリーだけでは調整することができない。フリンジ分の負荷変動は、負荷周波数制御（ＬＦＣ：Load Frequency Control）により、周波数偏差、電力変動量が検出され発電機の出力が制御され調整される。 Fringe load fluctuations, which are short-period load fluctuations, cannot be adjusted by governor free alone because the amount of fluctuation is larger than that of cyclic load fluctuations. As for the fringe load fluctuation, the frequency deviation and the amount of power fluctuation are detected by load frequency control (LFC), and the output of the generator is controlled and adjusted.
長周期の負荷変動であるサステンド分の負荷変動は、負荷変動の変動量が大きく、１日の負荷曲線における負荷変動の一部と考えることができる。サステンド分の負荷変動は、負荷周波数制御では、発電設備の発電能力が不足しており、所望の発電量に調整することができない。サステンド分の負荷変動は、発電所の経済運用である経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Economic Load Dispatch）により調整される。 The sustained load fluctuation, which is a long-period load fluctuation, has a large amount of load fluctuation, and can be considered as part of the load fluctuation in the daily load curve. Load fluctuations due to sustain cannot be adjusted to the desired amount of power generation by load frequency control because the power generation capacity of the power generation equipment is insufficient. Sustain load fluctuations are adjusted by Economic Load Dispatch (EDC), which is an economical operation of the power plant.
負荷周波数制御および経済負荷配分制御は、電力会社における中央給電指令所の電力需給制御装置の重要機能である。負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、連系線潮流、系統周波数を一定に維持することを目的とする。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）は、最経済となる電力運用を行うことを目的とする。以下、負荷周波数制御（ＬＦＣ）と経済負荷配分制御（ＥＤＣ）を合わせて需給制御と呼ぶ。 Load frequency control and economic load distribution control are important functions of the power supply and demand control device of the central power dispatch center in the electric power company. Load frequency control (LFC) aims to maintain interconnection line power flow and system frequency constant. Economic load distribution control (EDC) aims to perform the most economical power operation. Hereinafter, load frequency control (LFC) and economic load distribution control (EDC) will be collectively referred to as supply and demand control.
負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、系統の周波数および他系統との連系線における潮流電力に応じた各発電設備の出力調整により行われる。負荷周波数制御（ＬＦＣ）の出力調整は、全ての発電設備に対して行われるのではなく、比較的速い出力変動に対応することができる水力機のような高速機や石油火力機のような中速機に対して行われる。 Load frequency control (LFC) is performed by adjusting the output of each power generation facility according to the frequency of the system and the power flow in the interconnection line with other systems. Load frequency control (LFC) output adjustment is not performed for all power generation equipment, but only for high-speed machines such as hydraulic machines and medium-sized machines such as oil-fired machines that can handle relatively fast output fluctuations. This is done for speed machines.
石炭火力機のような低速機や原子力ユニットまたは運用上出力変動を避けたい発電設備に対して、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の出力調整は、一般的には行われない。負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、各電力会社の中央給電指令所の電力需給制御装置から各発電設備に対し、行われるものであり、出力が所望の値に変動するまでに、数十秒程度の遅れが発生する。 Load frequency control (LFC) output adjustment is generally not performed for low-speed machines such as coal-fired power plants, nuclear power units, or power generation equipment where it is desired to avoid output fluctuations during operation. Load frequency control (LFC) is performed for each power generation facility from the power supply and demand control device at the central power dispatch center of each power company, and it takes about tens of seconds for the output to fluctuate to the desired value. Delays occur.
負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、以下の３方式に区分される。
（ａ）定周波数制御（ＦＦＣ）：周波数変化量（ΔＦ）を検出して、ΔＦを少なくするように発電設備の出力を調整し、系統の周波数のみを規定値に保つように制御する制御方式。
（ｂ）定連系電力制御（ＦＴＣ）：連系線における潮流電力の変化量（ΔＰＴ）を検出して、ΔＰＴを少なくするように発電設備の出力を調整し、連系線における潮流電力のみを規定値に保つように制御する制御方式。
（ｃ）周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）：周波数変化量（ΔＦ）と連系線における潮流電力の変化量（ΔＰＴ）とを検出し、地域要求電力（ＡＲ）を算出し、地域要求電力（ＡＲ）に応じて発電設備の出力を制御する制御方式。
Load frequency control (LFC) is classified into the following three methods.
(a) Constant frequency control (FFC): A control method that detects the amount of frequency change (ΔF), adjusts the output of the power generation equipment to reduce ΔF, and controls the system frequency only to maintain the specified value. .
(b) Fixed grid power control (FTC): Detects the amount of change (ΔPT) in the power flow in the interconnection line, adjusts the output of the power generation equipment to reduce ΔPT, and only controls the power flow in the interconnection line. A control method that maintains a specified value.
(c) Frequency bias interconnection line power control (TBC): Detects the amount of frequency change (ΔF) and the amount of change in tidal power (ΔPT) in the interconnection line, calculates the regionally requested power (AR), and calculates the regionally requested power (AR). A control method that controls the output of power generation equipment according to the electric power (AR).
現在、周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）が、我が国において広く採用されている。周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）は、各電力会社の中央給電指令所の電力需給制御装置から各発電設備に対し、行われる。周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）にかかる制御は、以下の手順により行われる。 Currently, frequency bias tie-line power control (TBC) is widely adopted in Japan. Frequency bias interconnection power control (TBC) is performed for each power generation facility from the power supply and demand control device at the central power dispatch center of each power company. Control related to frequency bias interconnection line power control (TBC) is performed by the following procedure.
（手順ａ１：地域要求電力（ＡＲ）の算出）
周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）に基づき地域要求電力（ＡＲ）の算出を行う。
ＡＲ＝－Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ
・・・・・（式１）
ＡＲ：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線潮流変化量［ＭＷ］
連系線潮流変化量（ΔＰＴ）とは、連系線における潮流電力の変化量である。上記（式１）では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。地域要求電力（ＡＲ）の値が正であれば、系統全体として発電ユニットの出力を上げる。地域要求電力（ＡＲ）が負の値であれば、系統全体として発電ユニットの出力を下げる。
(Step a1: Calculation of regional required power (AR))
The regional power requirement (AR) is calculated based on the frequency change (ΔF) and the interconnection line power flow change (ΔPT).
AR=-K・ΔF+ΔPT
...(Formula 1)
AR: Regional required power [MW]
K: System constant [MW/Hz]
ΔF: Frequency deviation [Hz]
ΔPT: Interconnection line power flow change amount [MW]
The amount of change in power flow in the interconnection line (ΔPT) is the amount of change in power flow in the interconnection line. In the above (Equation 1), the power flow direction of the power flowing into the own system is set as a positive value. If the value of the regionally requested power (AR) is positive, the output of the power generation unit is increased for the entire system. If the regionally requested power (AR) is a negative value, the output of the power generation unit is lowered for the entire system.
（手順ａ２：地域要求電力（ＡＲ）のフィルタリング）
過去の地域要求電力（ＡＲ）に基づき指数平滑等によるフィルタリングを行い、地域要求電力（ＡＲ）を、低速機、高速機への配分量を算出する。出力変化速度の遅い、例えば火力発電機が低速機に相当する。出力変化速度の速い、例えば水力発電機が高速機に相当する。地域要求電力（ＡＲ）を周波数分解し、変動周期の短い電力を高速機に、変動周期の長い電力を低速機に配分するように配分量を算出してもよい。
(Step a2: Filtering of regionally requested power (AR))
Filtering is performed using exponential smoothing or the like based on past regional required power (AR), and the amount of regional required power (AR) to be distributed to low-speed aircraft and high-speed aircraft is calculated. A thermal power generator with a slow output change rate, for example, corresponds to a low-speed machine. For example, a hydroelectric generator with a fast output change rate corresponds to a high-speed machine. The regionally requested power (AR) may be frequency-decomposed and the allocation amount may be calculated so that power with a short fluctuation cycle is distributed to high-speed machines and power with a long fluctuation cycle is distributed to low-speed machines.
（手順ａ３：発電設備への配分）
地域要求電力（ＡＲ）がフィルタリング、または周波数分解され算出された配分量を各発電設備に配分する。配分は、需給調整が行われている全ての発電設備に対して、低速機、高速機別に発電設備の出力変化速度、または出力余裕度等に基づき行われる。
(Step a3: Allocation to power generation equipment)
The regionally requested power (AR) is filtered or frequency decomposed and the calculated allocation amount is allocated to each power generation facility. Allocation is performed for all power generation facilities for which supply and demand adjustment is being performed, based on the output change rate or output margin of the power generation facilities for low-speed machines and high-speed machines.
（手順ａ４：目標指令値の算出）
各発電設備の目標指令値の算出を行う。各発電設備の目標指令値は、配分された地域要求電力（ＡＲ）と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にて算出されたリアルタイムＥＤＣとが加算され算出される。目標指令値は、一定の基準値を逸脱しないように設けられた、上下限値内に設定されるようにしてもよい。
(Step a4: Calculation of target command value)
Calculate target command values for each power generation facility. The target command value for each power generation facility is calculated by adding the allocated regional required power (AR) and the real-time EDC calculated by economic load distribution control (EDC). The target command value may be set within upper and lower limit values provided so as not to deviate from a certain reference value.
（手順ａ５：発電設備の出力が変動する）
目標指令値を受信し、各発電設備は、出力を変動させる。その結果、系統周波数、並びに連系線潮流が変化する。その後、手順ａ１に戻り上記手順を繰り返す。
(Step a5: The output of the power generation equipment fluctuates)
Upon receiving the target command value, each power generating facility varies its output. As a result, the grid frequency and interconnection line power flow change. Thereafter, the process returns to step a1 and repeats the above steps.
（一般的な経済負荷配分制御（ＥＤＣ））
経済負荷配分制御（ＥＤＣ）は、１日の負荷曲線に見られる、低速の電力負荷変動に対して行われる。低速の電力負荷変動は、過去のデータの基づき高精度で予測することができる。予測された電力負荷変動に対して、燃料費であるコストが少なくなるように、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかる各発電設備の制御量が算出される。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかる各発電設備の制御量の算出に、等増分燃料費則（等λ法）が用いられる場合が多い。
(General economic load distribution control (EDC))
Economic load distribution control (EDC) is performed for slow power load fluctuations found in the daily load curve. Slow power load fluctuations can be predicted with high accuracy based on past data. The control amount of each power generation facility related to economic load distribution control (EDC) is calculated so that the cost, which is fuel cost, is reduced in response to the predicted power load fluctuation. The equal incremental fuel cost rule (equal λ method) is often used to calculate the control amount for each power generation facility related to economic load distribution control (EDC).
以下に、日本の電力会社にて多用されている等増分燃料費則（等λ法）の一例について説明する。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）は、各電力会社の中央給電指令所の電力需給制御装置から各発電設備に対し、行われる。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかる制御は、以下の手順により行われる。 An example of the equal incremental fuel cost rule (equal λ method), which is frequently used by Japanese power companies, will be explained below. Economic load distribution control (EDC) is performed for each power generation facility from the power supply and demand control device of the central power dispatch center of each power company. Control related to economic load distribution control (EDC) is performed by the following procedure.
（手順ｂ１：λの初期値の設定）
最初に、増分となる燃料にかかる燃料費に相当するλの初期値を設定する。
(Step b1: Setting the initial value of λ)
First, an initial value of λ is set, which corresponds to the fuel cost for the incremental fuel.
（手順ｂ２：各発電設備の制御量の算出）
次に、増分となる燃料にかかる燃料費に相当するλに等しくなる各発電設備の制御量の算出を行う。制御量は、最小出力値を下回っている場合、最小出力値に、最大出力値を上回っている場合、最大出力値に設定される。
(Step b2: Calculation of control amount for each power generation facility)
Next, the control amount for each power generation facility is calculated to be equal to λ, which corresponds to the incremental fuel cost. The control amount is set to the minimum output value when it is below the minimum output value, and to the maximum output value when it is above the maximum output value.
（手順ｂ３：出力電力の総和の算出）
次に、各発電設備から出力される出力電力の総和の算出を行う。
(Step b3: Calculation of total output power)
Next, the total sum of output power output from each power generation facility is calculated.
（手順ｂ４：λの再設定）
手順ｂ３で算出された出力電力の総和が負荷未満である場合、λを大きくし、出力の総和が負荷を超える場合、λを小さくし、λの再設定を行う。以降、出力電力の総和と負荷との差分が一定値以内になるまで手順ｂ２～手順ｂ４を繰り返す。
(Step b4: Resetting λ)
If the total output power calculated in step b3 is less than the load, λ is increased, and if the total output power exceeds the load, λ is decreased and λ is reset. Thereafter, steps b2 to b4 are repeated until the difference between the total output power and the load is within a certain value.
電力システム改革に伴い、発電、送配電、小売事業は、法的分離により、送配電と発電、小売事業に分けられる。従来において、電力需給、周波数調整を行う場合、電力会社は自社内にて必要となる需給調整力を確保していた。今後、電力システム改革により、電力会社は需給調整市場により需給調整力を確保することとなる。需給調整市場における電力商品は、図１５に示すように、「一次調整力」「二次調整力」「三次調整力」（上げ、下げ別）の１０の電力商品区分となることが予定されている。 In line with power system reform, power generation, transmission and distribution, and retail businesses will be legally separated into power transmission and distribution, power generation, and retail businesses. Conventionally, when adjusting power supply and demand and frequency, electric power companies have secured the necessary supply and demand adjustment power within their own companies. In the future, due to electricity system reform, electric power companies will be able to secure the ability to adjust supply and demand through the supply and demand adjustment market. As shown in Figure 15, electricity products in the supply and demand adjustment market are scheduled to be divided into 10 electricity product categories: "primary regulating power," "secondary regulating power," and "tertiary regulating power" (increase and decrease). There is.
従来において、系統全体の周波数維持等の高品質な電力供給を確保する業務であるアンシラリーサービスは、自社の発電設備を用いた一般電気事業者により行われていた。今後の需給調整市場に基づく新たなライセンス制により、アンシラリーサービスは、一般送配電事業者により行われる。 Conventionally, ancillary services, which ensure high-quality power supply such as frequency maintenance for the entire system, have been performed by general electric utilities using their own power generation equipment. Under the new licensing system based on the future supply and demand adjustment market, ancillary services will be provided by general electricity transmission and distribution companies.
今後のアンシラリーサービスにおいて、電力品質確保に必要な電源等は、調整力として一般送配電事業者により発電事業者等から調達され、調整力の確保に必要なコストは託送料金として、一般送配電事業者により回収される仕組みとなる。この仕組みにより、多様な発電事業者等の参画および競争が進み、調整力として調達可能な電力の増大、電力品質の向上、効率的な調整力の活用等が期待される。この仕組みは、調整力の調達の公平性、透明性が確保された上で、一般送配電事業者により行われることを前提としたものであるが、手続の具体的な内容は各一般送配電事業者に委ねられている。 In future ancillary services, the power supplies necessary to ensure power quality will be procured from power generation companies by general power transmission and distribution companies as regulating power, and the costs necessary to ensure regulating power will be collected as wheeling fees. The system is such that the waste is collected by the business operator. This system is expected to encourage participation and competition among a variety of power generation companies, increase the amount of electricity that can be procured as regulating power, improve power quality, and utilize efficient regulating power. This mechanism is based on the premise that the procurement of adjustment power will be carried out by general power transmission and distribution companies after ensuring fairness and transparency. It is left to the business operator.
今後、系統全体における高品質な電力供給を確保することが、一般送配電事業者に要求される。需給調整市場により需給調整力の確保が行われるため、一般送配電事業者は、メリットオーダーによる需給、周波数調整を行う。 In the future, general power transmission and distribution companies will be required to ensure high-quality power supply throughout the entire system. Since the ability to adjust supply and demand is secured through the supply and demand adjustment market, general power transmission and distribution companies adjust supply and demand and frequency based on merit orders.
従来、各エリアにおける中央給電指令所の電力需給制御装置により、自エリアの地域要求電力（ＡＲ）に基づき需給調整力の制御、運用が行われていた。今後、電力の広域調達、広域運用が開始されるので、各エリアの地域要求電力（ＡＲ）をネッティングし、ネッティング後の地域要求電力（ＡＲ）を負荷周波数制御（ＬＦＣ）にかかる制御量として発電設備に指示することが望ましい。しかしながら、現行の負荷周波数制御（ＬＦＣ）では、十分な制御性能を確保できない可能性があり、電力の広域調達、広域運用にそのまま適用することはできないとの問題点があった。 Conventionally, a power supply and demand control device at a central power dispatch center in each area has controlled and operated the supply and demand adjustment capacity based on the regional power requirement (AR) of the own area. In the future, wide-area procurement and wide-area operation of electricity will begin, so the regionally requested power (AR) of each area will be netted, and the regionally requested power (AR) after netting will be used as the control amount for load frequency control (LFC) to be generated. It is desirable to instruct the equipment. However, the current load frequency control (LFC) has the problem that it may not be able to ensure sufficient control performance, and cannot be directly applied to wide-area procurement and wide-area operation of electric power.
また、需給調整市場においても、調整力の細分化（１０の電力商品区分）のみではなく、調整力の広域調達を行うことが想定されている。現在、調整力はエリア内のみで調達されている。今後、調整力の広域調達を行うために、複数のエリアにリアルタイムで制御信号を送る仕組みが設けられることが望ましい。 Furthermore, in the supply and demand adjustment market, it is envisaged that adjustment power will not only be segmented (into 10 electricity product categories), but also that adjustment power will be procured over a wide area. Currently, adjustment power is sourced only within the area. In the future, it would be desirable to have a mechanism to send control signals to multiple areas in real time in order to procure coordination power over a wide area.
二次調整力に関する広域運用の検討が推進されているが、現段階において、広域の負荷周波数制御（ＬＦＣ）との連携における伝送時間や演算時間を考慮した電力の制御量の算出が行われていない。 Consideration of wide-area operation regarding secondary regulating power is being promoted, but at this stage, the amount of power control is not being calculated in consideration of transmission time and calculation time in cooperation with wide-area load frequency control (LFC). do not have.
従来技術において、各エリアの中央給電指令所に設置された電力需給制御装置から広域の負荷周波数制御（ＬＦＣ）を行う上位の制御装置に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）、地域要求電力（ＡＲ）に対応することができる動作可能量を送信するタイミングと、制御量が上位の制御装置により演算される演算タイミングとが、異なるとの問題点があった。 In conventional technology, the power supply and demand control device installed at the central power dispatch center in each area is transferred to a higher-level control device that performs wide-area load frequency control (LFC), load frequency control (LFC), and regional requested power (AR). There is a problem in that the timing at which the operable amount that can be handled is transmitted is different from the calculation timing at which the control amount is calculated by the higher-level control device.
また、従来技術において、広域の負荷周波数制御（ＬＦＣ）を行う上位の制御装置から各エリアの中央給電指令所に設置された電力需給制御装置に補正量Ｚが送信される制御タイミングと、電力需給制御装置が発電設備を調整する調整タイミングが、異なるとの問題点があった。 In addition, in the conventional technology, the control timing at which the correction amount Z is transmitted from the higher-level control device that performs wide-area load frequency control (LFC) to the power supply and demand control device installed at the central power dispatch center in each area, and the power demand and supply There was a problem in that the timing at which the control device adjusted the power generation equipment was different.
現段階において、図４に示すように、各エリアの中央給電指令所に設置された電力需給制御装置と、広域の負荷周波数制御（ＬＦＣ）を行う上位の制御装置との間の通信が規定されている。しかしながら、電力需給制御装置から上位の制御装置への情報の送信タイミング、上位の制御装置から送信された制御量に基づく電力需給制御装置による発電設備を制御するタイミングは規定されていない。また、従来のエリア内の発電設備の制御と比較して、広域の負荷周波数制御（ＬＦＣ）を行うため、電力需給制御装置、および上位の制御装置において通信時間および演算時間が長くなるとの問題点もあった。 At present, as shown in Figure 4, communication between the power supply and demand control equipment installed at the central power dispatch center in each area and the higher-level control equipment that performs wide-area load frequency control (LFC) is regulated. ing. However, the timing at which information is transmitted from the power supply and demand control device to a higher-level control device, and the timing at which the power generation equipment is controlled by the power supply and demand control device based on the control amount transmitted from the higher-level control device, are not specified. In addition, compared to conventional control of power generation equipment within an area, load frequency control (LFC) is performed over a wide area, so there is a problem that the communication time and calculation time are longer in the power supply and demand control device and the upper control device. There was also.
［電力需給制御システム１の動作］
次に、本実施形態の電力需給制御システム１の動作の概要を、電力需給制御装置２の動作に基づき説明する。本実施形態の電力需給制御システム１における複数の電力系統９は、図２に示すように広域制御装置５により連携して制御される。本実施形態における需給調整方式は、図１５におけるＬＦＣ機能を対象とした二次調整力の商品区分を主とする。需給調整のための調整電源である発電設備９１は、火力、水力機のみならず、蓄電池やＤＲ等を含む。
[Operation of power supply and demand control system 1]
Next, an overview of the operation of the power supply and
本実施形態にかかる電力需給制御システム１および電力需給制御装置２は、広域制御装置５による指令制御量の指示のタイミングと、各電力系統９における制御タイミングとが異なる場合であっても、電力需給調整のための電力調達を、迅速かつ精度よく行う。
The power supply and
電力需給制御装置２は、異なる算出タイミングにより個別制御量を算出し、電力需給調整にかかる制御を行う複数の電力系統９に対し、独自の制御タイミングにより指令制御量を指示する上位の制御装置である広域制御装置５に、広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の調整タイミングが一致しない場合に、広域制御装置５における前回の制御タイミングにかかる第１の時刻と、次回の制御タイミングにかかる第２の時刻と、の間の時間における個別制御量を算出して送信する。
The power supply and
電力需給制御装置２は、異なる算出タイミングにより個別制御量を算出し、電力需給調整にかかる制御を行う複数の電力系統に対し、独自の制御タイミングにより指令制御量を指示する上位の制御装置である広域制御装置５から、指令制御量を受信し、広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の算出タイミングが一致しない場合に、受信した、広域制御装置５における前回の制御タイミングにかかる第１の時刻における第１の指令制御量と、次回の制御タイミングにかかる第２の時刻における第２の指令制御量に基づき、電力系統９が有する発電設備９１に対する個別制御量を予測して算出する。
The power supply and
図３に、電力需給制御装置２の動作フローを示す。図３に示すプログラムは、電力需給制御装置２に内蔵される。本実施形態の電力需給制御システム１における複数の電力系統９の電力需給制御装置２は、図２に示すように広域制御装置５により連携して指令制御量であるデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）を指示される。電力需給制御装置２は、広域の負荷周波数制御（ＬＦＣ）によるデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）に基づき補正ＡＲ配分を行いデータｈ２（補正調整後ＡＲ値）を含め、発電設備９１に個別制御量を指示する。電力需給制御装置２は、下記の手順にて動作および演算を行う。
FIG. 3 shows an operation flow of the power supply and
（ステップＳ２０：データｆ１（平滑前ＡＲ値）の算出）
検出装置９３は、連系線における電力系統９ａに関するデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）の各項目を検出し、電力需給制御装置２に送信する。自然エネルギー発電設備９２は、電力需給制御装置２にデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）を送信する。
(Step S20: Calculation of data f1 (AR value before smoothing))
The
電力需給制御装置２のＡＲ算出部２４には、以下の信号が入力される。
検出装置３から送信された以下の信号
データｃ１（周波数変化量ΔＦ）
データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）
データｃ３（融通電力Ｐ０）
自然エネルギー発電設備２から送信された以下の信号
データｂ１（自然エネルギー発電電力値）
The following signals are input to the
The following signal data c1 (frequency change amount ΔF) transmitted from the detection device 3
Data c2 (tidal power change amount ΔPT)
Data c3 (accommodating power P0)
The following signal data b1 (natural energy generated power value) transmitted from natural energy
データｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）、データｂ１（自然エネルギー発電電力値）に基づき、電力需給制御装置２は、ＡＲ算出部２４によりデータｆ１（平滑前ＡＲ値）の算出を（式１）により行う。（式１）を再掲する。(式１）におけるＡＲが、データｆ１（平滑前ＡＲ値）である。
ＡＲ＝－Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ
・・・・・（式１）
ＡＲ：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線潮流変化量［ＭＷ］
上記（式１）では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。
Based on data c1 (frequency change amount ΔF), data c2 (tidal power change amount ΔPT), data c3 (interchangeable power P0), and data b1 (natural energy generated power value), the power supply and
AR=-K・ΔF+ΔPT
...(Formula 1)
AR: Regional required power [MW]
K: System constant [MW/Hz]
ΔF: Frequency deviation [Hz]
ΔPT: Interconnection line power flow change amount [MW]
In the above (Equation 1), the power flow direction of the power flowing into the own system is set as a positive value.
（ステップＳ３０：データｆ４（調整後ＡＲ値）の算出）
ステップＳ２０で算出されたデータｆ１（平滑前ＡＲ値）に基づき、電力需給制御装置２は、ＡＲ調整部３１により、データｆ４（調整後ＡＲ値）の算出を行う。データｆ４（調整後ＡＲ値）は、ＡＲ調整部３１により、広域制御装置５の制御タイミングに合わせて算出される。データｆ４（調整後ＡＲ値）の算出の詳細は、後述する。算出されたデータｆ４（調整後ＡＲ値）は、ＡＲ送信部３２により広域制御装置５に送信される。
(Step S30: Calculation of data f4 (adjusted AR value))
Based on the data f1 (unsmoothed AR value) calculated in step S20, the power supply and
（ステップＳ３１：データｈ２（補正調整後ＡＲ値）の算出）
ステップＳ３０で算出されたデータｆ４（調整後ＡＲ値）、電力需給制御装置２の情報送信部３３から送信された各電力系統９のデータｅ１（ＬＦＣ動作可能量）、データｅ２（連系線空容量）に基づき、広域制御装置５は、データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）を独自の制御タイミングにより算出し、各電力系統９に設置された複数の電力需給制御装置２に対し送信する。
(Step S31: Calculation of data h2 (AR value after correction adjustment))
Data f4 (adjusted AR value) calculated in step S30, data e1 (LFC operable capacity) of each power system 9 transmitted from the
データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）は、複数の電力系統９間で、送電、受電される電力に関する制御量を含む。広域制御装置５は、例えば、電力系統９ｂにおいて不足する電力について、電力系統９ａにより発電する電力にかかる制御量をデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）に含め、電力系統９ａの電力需給制御装置２に対し指示する。
The data h1 (corrected AR value Z) includes a control amount regarding power transmitted and received between the plurality of power systems 9. For example, the wide-
各電力系統９に設置された複数の電力需給制御装置２は、異なる制御タイミングにより電力需給調整にかかる制御を行っている。広域制御装置５は、電力需給制御装置２の算出タイミングに拘わらず独自の同一のタイミングにより、複数の電力需給制御装置２に対しデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）により指令制御量を指示する。図５に示すように、広域制御装置５は、独自の演算時間により演算を行う。このため、広域制御装置５は、電力需給制御装置２に独自のタイミングにより、データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）にかかる指令制御量を送信する。
A plurality of power supply and
広域制御装置５は、各エリアの電力会社の中央給電指令所に設置された電力需給制御装置２に接続される。各エリアの電力会社の中央給電指令所に設置された電力需給制御装置２は、自エリアのデータｆ４（調整後ＡＲ値）、データｅ１（ＬＦＣ動作可能量）、データｅ２（連系線空容量）を広域制御装置５に送信する。広域制御装置５は、地域要求電力（ＡＲ）ネッティングを行い、各エリアの電力会社の中央給電指令所に設置された電力需給制御装置２に対し、データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）にかかる指令制御量を送信する。
The wide
電力需給制御装置２は、補正ＡＲ受信部３４により、データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）を受信する。補正ＡＲ受信部３４で受信したデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）に基づき、電力需給制御装置２は、補正ＡＲ調整部３５により、データｈ２（補正調整後ＡＲ値）の算出を行う。
The power supply and
データｈ２（補正調整後ＡＲ値）は、電力需給制御装置２が配置された自エリアのデータｆ１（平滑前ＡＲ値）の制御周期に合わせて算出される。データｈ２（補正調整後ＡＲ値）の算出の詳細は、後述する。算出されたデータｈ２（補正調整後ＡＲ値）は、ＡＲ平滑部２５に送信される。データｈ２（補正調整後ＡＲ値）は、ＡＲ算出部２４により算出されたデータｆ１（平滑前ＡＲ値）に加算される。
The data h2 (AR value after correction adjustment) is calculated in accordance with the control cycle of the data f1 (AR value before smoothing) of the own area where the power supply and
（ステップＳ２１：データｆ２（平滑後ＡＲ値）の算出）
ステップＳ２０で算出されたデータｆ１（平滑前ＡＲ値）およびステップＳ３１で補正ＡＲ調整部３５により算出されたデータｈ２（補正調整後ＡＲ値）に基づき、電力需給制御装置２は、ＡＲ平滑部２５により、データｆ２（平滑後ＡＲ値）の算出を行う。データｆ２（平滑後ＡＲ値）は、フーリエ展開によりデータｆ１が周波数分解され算出される。
(Step S21: Calculation of data f2 (AR value after smoothing))
Based on the data f1 (AR value before smoothing) calculated in step S20 and the data h2 (AR value after correction adjustment) calculated by the corrected
（ステップＳ２２：データｆ３（ＡＲ配分値）の算出）
ステップＳ２１で周波数分解されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づき、電力需給制御装置２は、ＡＲ配分部２６により、データｆ３（ＡＲ配分値）の算出を行う。データｆ３（ＡＲ配分値）は、各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎへの配分量であり、発電設備９１の出力応答速度または出力余裕度に応じ算出される。
(Step S22: Calculation of data f3 (AR distribution value))
Based on the data f2 (smoothed AR value) frequency-resolved in step S21, the power supply and
（ステップＳ２０４：データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）の算出）
上記のステップＳ２０～Ｓ２２に並行して、ステップＳ２０４が実施される。ステップＳ２１で算出されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づき、電力需給制御装置２は、リアルタイムＥＤＣ算出部２７により、データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）の算出を行う。データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）は、発電設備９１ａ、９１ｂ，９１ｎのメリットオーダーによって、リアルタイムＥＤＣ算出部２７により、各発電設備９１ａ、９１ｂ，９１ｎに対する経済負荷配分が行われ、算出される。
(Step S204: Calculation of data g1 (real-time EDC value))
Step S204 is performed in parallel to steps S20 to S22 described above. Based on the data f2 (smoothed AR value) calculated in step S21, the power supply and
（ステップＳ２３：データｄ１（発電目標値）の算出）
ステップＳ２２で算出されたデータｆ３（ＡＲ配分値）、リアルタイムＥＤＣ算出部２７から送信されたデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）に基づき、電力需給制御装置２は、目標値作成部２３により、データｄ１（発電目標値）の算出を行う。目標値作成部２３ａ、２３ｂ、２３ｎにより各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｂｎごとのデータｄ１（発電目標値）がそれぞれ算出される。
(Step S23: Calculation of data d1 (power generation target value))
Based on the data f3 (AR allocation value) calculated in step S22 and the data g1 (real-time EDC value) transmitted from the real-time
（ステップＳ２４：データｄ１（発電目標値）の送信）
ステップＳ２３で算出されたデータｄ１（発電目標値）を、電力需給制御装置２は、出力部２２に送信する。出力部２２ａ、２２ｂ、２２ｎに対し各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎごとのデータｄ１（発電目標値）がそれぞれ送信される。
(Step S24: Transmission of data d1 (power generation target value))
The power supply and
（ステップＳ２５：データｄ１（発電目標値）の指令送出）
ステップＳ２４で出力部２２ａ、２２ｂ、２２ｎに対し送信されたデータｄ１（発電目標値）を、電力需給制御装置２は、出力部２２から発電設備９１に指令として送出する。各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎに対し、出力部２２ａ、２２ｂ、２２ｎからデータｄ１（発電目標値）が指令として送出される。これにより、各発電設備９１ａ、９１ｂ、９１ｎは、データｄ１（発電目標値）にかかる電力を出力する。
(Step S25: Send command for data d1 (power generation target value))
The power supply and
［ステップＳ３０におけるデータｆ４（調整後ＡＲ値）の算出にかかる動作］
図７～図１０に基づき、ステップＳ３０におけるデータｆ４（調整後ＡＲ値）の算出にかかる動作詳細について説明する。
[Operations related to calculating data f4 (adjusted AR value) in step S30]
Based on FIGS. 7 to 10, details of the operation related to calculating the data f4 (adjusted AR value) in step S30 will be described.
従来技術において、各エリアの中央給電指令所に設置された電力需給制御装置２は、データｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）、データｂ１（自然エネルギー発電電力値）に基づき、地域要求量（ＡＲ）の算出を行う。しかしながら、地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングである演算周期は、図６に示すように各電力供給会社で異なる。現状において、地域要求量（ＡＲ）は、各電力供給会社において最小０．５秒、最大５秒周期の算出タイミングにて算出される。
In the conventional technology, the power supply and
広域の負荷周波数制御（ＬＦＣ）を行う広域制御装置５の指令制御量の指示にかかる制御は、５秒、１０秒、３０秒周期の制御タイミングで行われることが想定されている。したがって、従来技術を用いた場合、電力需給制御装置２による地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングと、広域制御装置５による制御タイミングが同期しない場合がある。
It is assumed that the control related to the instruction of the command control amount of the wide-
従来技術を用いた場合、広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングが一致しないため、広域制御装置５は、異なる時間断面の地域要求量（ＡＲ）に基づき指令制御量の算出を行ってしまう可能性があるとの問題点があった。広域制御装置５が異なる時間断面の地域要求量（ＡＲ）に基づき指令制御量の算出を行った場合、各エリアの電力系統９における発電設備９１を精度よく制御することができない。
When using the conventional technology, the control timing of the wide-
上記の問題点を解決するために、本実施形態にかかる電力需給制御装置２は、ＡＲ調整部３１により、地域要求量（ＡＲ）である個別制御量を調整しデータｆ４（調整後ＡＲ値）を算出して広域制御装置５に送信する。
In order to solve the above-mentioned problems, the power supply and
図７に、従来技術による広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングの一例を示す。図７において広域制御装置５の制御タイミングは５秒周期、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングは２秒周期である。このため、広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングは一致しない場合がある。広域制御装置５の制御タイミングは、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングと、２回のうち１回一致しない。
FIG. 7 shows an example of the control timing of the wide
図８に、従来技術による広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングの、別の一例を示す。図８において広域制御装置５の制御タイミングは５秒周期、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングは３秒周期である。このため、広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングは一致しない場合がある。広域制御装置５の制御タイミングは、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングと、３回のうち２回一致しない。
FIG. 8 shows another example of the control timing of the wide
図９に、従来技術による広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングの、さらに別の一例を示す。図９において広域制御装置５の制御タイミングは１０秒周期、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングは３秒周期である。このため、広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングは一致しない場合がある。広域制御装置５の制御タイミングは、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングと、３回のうち２回一致しない。
FIG. 9 shows still another example of the control timing of the wide
広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングとの不一致を解消するため、ステップＳ３０において、電力需給制御装置２は、ＡＲ調整部３１により、データｆ４（調整後ＡＲ値）の算出を行う。算出されたデータｆ４（調整後ＡＲ値）は、ＡＲ送信部３２により広域制御装置５に送信される。
In order to resolve the discrepancy between the control timing of the wide
一例として、広域制御装置５の制御タイミングは５秒周期、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングは２秒周期である場合について、図１０に基づき説明する。データｆ４（調整後ＡＲ値）は、線形補間により調整して算出される。データｆ４（調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ０）は、図１０に示すように過去２回のＡＲ値であるＡＲ（ｔ－２）、ＡＲ（ｔ－１）に基づき算出される。
As an example, a case will be described based on FIG. 10 in which the control timing of the wide
ＡＲ（ｔ０）は、（式２）により算出される。算出されたＡＲ（ｔ０）がデータｆ４（調整後ＡＲ値）とされる。ＡＲ（ｔ－２）、ＡＲ（ｔ－１）、ＡＲ（ｔ０）のそれぞれが、請求項における個別制御量に相当する。また、データｆ４（調整後ＡＲ値）が請求項における調整して算出された個別制御量に相当する。 AR(t0) is calculated by (Equation 2). The calculated AR (t0) is taken as data f4 (adjusted AR value). Each of AR(t-2), AR(t-1), and AR(t0) corresponds to an individual control amount in the claims. Further, the data f4 (adjusted AR value) corresponds to the adjusted and calculated individual control amount in the claims.
＜パターンＡ＞（前回値１秒前／前々回値１＋２秒前）
ＡＲ（ｔ０）：データｆ４（調整後ＡＲ値）
ＡＲ（ｔ－１）：前回演算ＡＲ値（データｆ１（平滑前ＡＲ値））
ＡＲ（ｔ－２）：前々回演算ＡＲ値（データｆ１（平滑前ＡＲ値））
<Pattern A> (
AR (t0): Data f4 (AR value after adjustment)
AR (t-1): Previously calculated AR value (data f1 (AR value before smoothing))
AR (t-2): AR value calculated the day before last (data f1 (AR value before smoothing))
＜パターンＢ＞（前回値２秒前／前々回値２＋３秒前）
図８に示すように広域制御装置５の制御タイミングが５秒周期、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングが３秒周期である場合、データｆ４（調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ０）は、（式３）に基づき算出される。
As shown in FIG. 8, when the control timing of the wide-
＜パターンＣ＞（前回値１秒前／前々回値１＋３秒前）
図９に示すように広域制御装置５の制御タイミングが１０秒周期、電力需給制御装置２の地域要求量（ＡＲ）の算出タイミングが３秒周期である場合、データｆ４（調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ０）は、（式４）に基づき算出される。
As shown in FIG. 9, when the control timing of the wide
＜一般ＡＲ調整式＞（前回値ｘ秒／前々回値ｘ＋ｙ秒）
上記のパターンＡ、Ｂ、Ｃを統括し、ｘ秒前の前回の地域要求電力（ＡＲ）をＡＲ（ｔ－１）、さらにｙ秒前の前々回の地域要求電力（ＡＲ）をＡＲ（ｔ－２）とした場合、データｆ４（調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ０）は、（式５）に示す一般ＡＲ調整式により算出される。
ＡＲ（ｔ０）：データｆ４（調整後ＡＲ値）
ＡＲ（ｔ－１）：前回演算されたＡＲ値（データｆ１（平滑前ＡＲ値））
ＡＲ（ｔ－２）：前々回演算されたＡＲ値（データｆ１（平滑前ＡＲ値））
<General AR adjustment formula> (Previous value x seconds/previous value x + y seconds)
By integrating the above patterns A, B, and C, the previous regional power request (AR) x seconds ago is AR(t-1), and the previous regional power request (AR) y seconds ago is AR(t-1). In the case of 2), the AR (t0) related to the data f4 (adjusted AR value) is calculated by the general AR adjustment formula shown in (Formula 5).
AR (t0): Data f4 (AR value after adjustment)
AR (t-1): Previously calculated AR value (data f1 (AR value before smoothing))
AR (t-2): AR value calculated two times before (data f1 (AR value before smoothing))
［ステップＳ３１におけるデータｈ２（補正調整後ＡＲ値）の算出にかかる動作］
図１１～図１４に基づき、ステップＳ３１におけるデータｈ２（補正調整後ＡＲ値）の算出にかかる動作詳細について説明する。
[Operation related to calculation of data h2 (AR value after correction adjustment) in step S31]
The details of the operation involved in calculating the data h2 (corrected and adjusted AR value) in step S31 will be explained based on FIGS. 11 to 14.
広域制御装置５は、電力需給制御装置２の情報送信部３３から送信された各電力系統９のデータｆ４（調整後ＡＲ値）、データｅ１（ＬＦＣ動作可能量）、データｅ２（連系線空容量）に基づき、データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）を独自の制御タイミングにより算出し、各電力系統９に設置された複数の電力需給制御装置２に対し送信する。図２に示すように広域制御装置５は、地域要求電力（ＡＲ）ネッティングを行い、各エリアの電力会社の中央給電指令所に設置された電力需給制御装置２に対し、データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）にかかる指令制御量を送信する。
The wide
各エリアの電力会社の中央給電指令所に設置された電力需給制御装置２は、データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）に基づき、発電設備９１に対する負荷周波数制御（ＬＦＣ）にかかる演算を行う。各エリアの電力需給制御装置２における負荷周波数制御（ＬＦＣ）にかかる制御周期は、図６に示すように、各社で異なる。現段階において、各エリアの電力需給制御装置２における制御周期は、最小０．５秒、最大３０秒である。
The power supply and
広域の負荷周波数制御（ＬＦＣ）を行う広域制御装置５の指令制御量の送信にかかる制御は、５秒、１０秒、３０秒周期の制御タイミングで行われることが想定されている。したがって、従来技術を用いた場合、広域制御装置５によるデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）にかかる指令制御量の指示による制御タイミングと、電力需給制御装置２による発電設備９１に対する個別制御量の算出タイミングが同期しない場合がある。
It is assumed that the control related to the transmission of the command control amount of the wide
従来技術を用いた場合、データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）が送信されるタイミングである広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２による発電設備９１に対する個別制御量の算出タイミングが一致しないため、電力需給制御装置２は、異なる時間断面のデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）に基づき個別制御量の算出を行ってしまう可能性があるとの問題点があった。
When using the conventional technology, the control timing of the wide
電力需給制御装置２が異なる時間断面のデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）にかかる指令制御量に基づき、個別制御量の算出を行った場合、各エリアの電力系統９における発電設備９１を精度よく制御することができない。
When the power supply and
データｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）が請求項における指令制御量に相当する。個別制御量は、電力需給制御装置２により算出される地域要求量（ＡＲ）を総括したものである。個別制御量には、データｆ１（平滑前ＡＲ値）、データｆ２（平滑後ＡＲ値）、データｆ３（ＡＲ配分値）が含まれる。個別制御量の算出タイミングは、図３にかかるプログラムによりデータｆ１（平滑前ＡＲ値）、データｆ２（平滑後ＡＲ値）、データｆ３（ＡＲ配分値）が算出されるタイミングである。個別制御量の算出タイミングとは、エリアごとの電力需給制御装置２が発電設備９１の制御を行うタイミングである。
The data h1 (corrected AR value Z) corresponds to the command control amount in the claims. The individual control amount is a summary of the regional demand amount (AR) calculated by the power supply and
上記の問題点を解決するために、本実施形態にかかる電力需給制御装置２は、補正ＡＲ受信部３４により広域制御装置５から受信したデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）に基づき、補正ＡＲ調整部３５により、データｈ２（補正調整後ＡＲ値）を算出してＡＲ平滑部２５に送信する。
In order to solve the above problems, the power supply and
図１１に、従来技術によるデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）が送信されるタイミングである広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２による個別制御量の算出タイミングの一例を示す。図１１において広域制御装置５の制御タイミングは５秒周期、電力需給制御装置２の個別制御量の算出タイミングは２秒周期である。このため、広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の個別制御量の算出タイミングは一致しない場合がある。電力需給制御装置２の個別制御量の算出タイミングは、広域制御装置５の制御タイミングと、５回のうち４回一致しない。
FIG. 11 shows an example of the control timing of the wide
図１２に、従来技術によるデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）が送信されるタイミングである広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２による個別制御量の算出タイミングの別の一例を示す。図１２において広域制御装置５の制御タイミングは５秒周期、電力需給制御装置２の個別制御量の算出タイミングは３秒周期である。このため、広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の個別制御量の算出タイミングは一致しない場合がある。電力需給制御装置２の個別制御量の算出タイミングは、広域制御装置５の制御タイミングと、５回のうち４回一致しない。
FIG. 12 shows another example of the control timing of the wide
図１３に、従来技術によるデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）が送信されるタイミングである広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２による個別制御量の算出タイミングの、さらに別の一例を示す。図１３において広域制御装置５の制御タイミングは１０秒周期、電力需給制御装置２の個別制御量の算出タイミングは３秒周期である。このため、広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の個別制御量の算出タイミングは一致しない場合がある。電力需給制御装置２の個別制御量の算出タイミングは、広域制御装置５の制御タイミングと、１０回のうち９回一致しない。
FIG. 13 shows yet another example of the control timing of the wide
広域制御装置５の制御タイミングと、電力需給制御装置２の個別制御量の算出タイミングとの不一致を解消するため、ステップＳ３１において、電力需給制御装置２は、補正ＡＲ調整部３５により、データｈ２（補正調整後ＡＲ値）の算出を行う。算出されたデータｈ２（補正調整後ＡＲ値）は、ＡＲ平滑部２５に送信される。データｈ２（補正調整後ＡＲ値）は、ＡＲ算出部２４により算出されたデータｆ１（平滑前ＡＲ値）に加算される。
In order to resolve the mismatch between the control timing of the wide
一例として、広域制御装置５の制御タイミングは５秒周期、電力需給制御装置２の個別制御量の算出タイミングは２秒周期である場合について、図１４に基づき説明する。データｈ２（補正調整後ＡＲ値）は、線形補間により予測して算出される。データｈ２（補正調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ０）は、図１４に示すように過去２回のデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）であるＺ（ｔ－２）、Ｚ（ｔ－１）に基づき算出される。
As an example, a case will be described based on FIG. 14 in which the control timing of the wide
ＡＲ（ｔ０）は、（式６）により算出される。算出されたＡＲ（ｔ０）がデータｈ２（補正調整後ＡＲ値）とされる。Ｚ（ｔ－２）、Ｚ（ｔ－１）、ＡＲ（ｔ０）のそれぞれが、請求項における指令制御量に相当する。また、データｈ２（補正調整後ＡＲ値）が請求項における予測して算出された個別制御量に相当する。 AR(t0) is calculated by (Equation 6). The calculated AR (t0) is taken as data h2 (AR value after correction adjustment). Each of Z(t-2), Z(t-1), and AR(t0) corresponds to the command control amount in the claims. Further, the data h2 (AR value after correction adjustment) corresponds to the predicted and calculated individual control amount in the claims.
＜パターンＡ＞（前回値１秒前／前々回値１＋５秒前）
ＡＲ（ｔ１）：データｈ２（補正調整後ＡＲ値）
ＡＲ（ｔ０）：現在時刻における地域要求電力（ＡＲ）
（式１）により算出されたものであってもよいし、
実測されたものであってもよい
Ｚ（ｔ－１）：前回広域制御装置５から受信したデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）
Ｚ（ｔ－２）：前々回広域制御装置５から受信したデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）
その他、想定されるパターンから、統括して、補正量Ｚの前回値をｘ秒、前々回値をｙ秒とすると、（式７）のように表すことができる。
<Pattern A> (
AR (t1): Data h2 (AR value after correction adjustment)
AR (t0): Regional required power (AR) at the current time
It may be calculated by (Formula 1), or
It may be actually measured Z(t-1): Data h1 previously received from the wide area control device 5 (corrected AR value Z)
Z (t-2): Data h1 received from the wide
In addition, based on the assumed pattern, if the previous value of the correction amount Z is x seconds and the value before the previous time is y seconds, it can be expressed as (Equation 7).
＜一般補正ＡＲ調整式＞（前回値ｘ秒前／前々回値ｘ＋ｙ秒前）
ｘ秒前に前回広域制御装置５から受信したデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）をＺ（ｔ－１）、さらにｙ秒前に前々回広域制御装置５から受信したデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）をＺ（ｔ－２）とした場合、データｈ２（補正調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ１）は、（式７）に示す一般補正ＡＲ調整式により算出される。
ＡＲ（ｔ１）：データｈ２（補正調整後ＡＲ値）
ＡＲ（ｔ０）：現在時刻における地域要求電力（ＡＲ）
（式１）により算出されたものであってもよいし、
実測されたものであってもよい
Ｚ（ｔ－１）：前回広域制御装置５から受信したデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）
Ｚ（ｔ－２）：前々回広域制御装置５から受信したデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）
<General correction AR adjustment formula> (Previous value x seconds ago/Previous value x + y seconds ago)
The data h1 (corrected AR value Z) received from the wide
AR (t1): Data h2 (AR value after correction adjustment)
AR (t0): Regional required power (AR) at the current time
It may be calculated by (Formula 1), or
It may be actually measured Z(t-1): Data h1 previously received from the wide area control device 5 (corrected AR value Z)
Z (t-2): Data h1 received from the wide
以上が、本実施形態にかかる電力需給制御システム１および電力需給制御装置２の動作である。
The above is the operation of the power supply and
［１－３．効果］
（１）本実施形態によれば、電力需給制御装置２は、異なる算出タイミングにより個別制御量を算出し、電力需給調整にかかる制御を行う複数の電力系統９に対し、独自の制御タイミングにより指令制御量を指示する上位の広域制御装置５に、上位の広域制御装置５の制御タイミングと、算出タイミングが一致しない場合に、上位の広域制御装置５における前回の制御タイミングにかかる第１の時刻と、次回の制御タイミングにかかる第２の時刻と、の間の時間における前記個別制御量を調整して算出し、送信するので、上位の広域制御装置５による指令制御量の指示タイミングと、各電力系統９における制御タイミングとが異なる場合であっても、電力需給調整のための電力調達を、迅速かつ精度よく行うことができる電力需給制御装置２を提供することができる。
[1-3. effect]
(1) According to the present embodiment, the power supply and
本実施形態によれば、各エリアの電力会社の中央給電指令所に設置された電力需給制御装置２は、広域制御装置５の制御タイミング（例えば５秒、１０秒、３０秒）に合わせたデータｆ４（調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ０）を算出し広域制御装置５に送信するので、広域制御装置５は、時々刻々変化する地域要求電力（ＡＲ）に基づき各エリアの電力需給制御装置２に指令制御量を指示することができる。これにより広域制御装置５は、精度よく広域の負荷周波数制御（ＬＦＣ）を行うことができる。各エリアの電力系統９における発電設備９１は精度よく制御される。
According to the present embodiment, the power supply and
（２）本実施形態によれば、電力需給制御装置２は、異なる算出タイミングにより個別制御量を算出し、電力需給調整にかかる制御を行う複数の電力系統９に対し、独自の制御タイミングにより指令制御量を指示する上位の広域制御装置５から、指令制御量を受信し、上位の広域制御装置５の制御タイミングと、算出タイミングが一致しない場合に、受信した、上位の広域制御装置５における前回の制御タイミングにかかる第１の時刻における第１の指令制御量と、次回の制御タイミングにかかる第２の時刻における第２の指令制御量に基づき、電力系統が有する発電設備に対する個別制御量を予測して算出するので、上位の広域制御装置５による指令制御量の指示タイミングと、各電力系統９における制御タイミングとが異なる場合であっても、電力需給調整のための電力調達を、迅速かつ精度よく行うことができる電力需給制御装置２を提供することができる。
(2) According to the present embodiment, the power supply and
本実施形態によれば、各エリアの電力会社の中央給電指令所に設置された電力需給制御装置２は、広域制御装置５の制御タイミング（例えば５秒、１０秒、３０秒）に合わせたデータｈ２（補正調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ１）を予測して算出し、複数の発電設備９１の制御を行うので、電力需給制御装置２は、精度よくエリアにおける負荷周波数制御（ＬＦＣ）を行うことができる。各エリアの電力系統９における発電設備９１は精度よく制御される。
According to the present embodiment, the power supply and
（３）本実施形態によれば、電力需給制御装置２は、複数の発電設備９１を有する電力系統９に配置された検出装置９３により検出された周波数変化量、連系潮流電力変化量に基づき、地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出部２４と、ＡＲ算出部２４により算出された地域要求電力（ＡＲ値）を周波数分解するＡＲ平滑部２５と、ＡＲ平滑部２５により周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に基づき、複数の発電設備９１ごとの発電目標値を算出する目標値作成部２３と、を備え、個別制御量は、地域要求電力（ＡＲ値）を含むので、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による電力需給制御により、電力品質を精度よく確保することができる電力需給制御装置２を提供することができる。
(3) According to the present embodiment, the power supply and
（４）本実施形態によれば、電力需給制御装置２は、上位の広域制御装置５における前回の制御タイミングにかかる第１の時刻と、次回の制御タイミングにかかる第２の時刻における、個別制御量または指令制御量に基づき、直線近似による線形補完、多項式補完、スプライン補完の少なくとも一つにより個別制御量を算出するので、精度よく電力需給調整のための電力調達を行うことができる。電力系統９相互間における需給バランスが保たれ、電力需給調整において十分な電力品質を確保することができる。
(4) According to the present embodiment, the power supply and
［他の実施形態］
変形例を含めた実施形態を説明したが、これらの実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。これらの実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。以下は、その一例である。
[Other embodiments]
Although embodiments including modifications have been described, these embodiments are presented as examples and are not intended to limit the scope of the invention. These embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, substitutions, and changes can be made without departing from the gist of the invention. These embodiments and their modifications are included within the scope and gist of the invention as well as within the scope of the invention described in the claims and its equivalents. Below is an example.
（１）上記実施形態では、データｆ４（調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ０）は、線形補間により算出されるものとしたが、過去のＡＲ値（データｆ２（平滑後ＡＲ値））に基づき、多項式補完やスプライン補完などによりデータｆ４（調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ０）が算出されるようにしてもよい。 (1) In the above embodiment, the AR (t0) related to the data f4 (adjusted AR value) is calculated by linear interpolation, but the past AR value (data f2 (smoothed AR value)) Based on this, the AR (t0) for the data f4 (adjusted AR value) may be calculated by polynomial interpolation, spline interpolation, or the like.
（２）上記実施形態では、データｆ４（調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ０）の算出は、各エリアの電力会社の中央給電指令所に設置された電力需給制御装置２により行われるものとしたが、データｆ４（調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ０）は、広域制御装置５より算出され、電力需給制御装置２に送信されるようにしてもよい。
(2) In the above embodiment, the calculation of AR (t0) related to data f4 (adjusted AR value) is performed by the power supply and
（３）上記実施形態では、データｈ２（補正調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ１）は、線形補間により算出されるものとしたが、過去に広域制御装置５から受信したデータｈ１（補正後ＡＲ値Ｚ）に基づき、多項式補完やスプライン補完などによりデータｈ２（補正調整後ＡＲ値）にかかるＡＲ（ｔ１）が算出されるようにしてもよい。
(3) In the above embodiment, AR (t1) related to data h2 (corrected AR value) is calculated by linear interpolation, but data h1 (corrected AR value) received in the past from wide
（４）上記実施形態では、発電設備９１は、火力、水力等の発電機であるものとした。しかしながら発電設備９１は、これに限られない。発電設備９１は、蓄電池やＤＲ等であってもよい。 (4) In the above embodiment, the power generation equipment 91 is a generator of thermal power, hydraulic power, or the like. However, the power generation equipment 91 is not limited to this. The power generation equipment 91 may be a storage battery, DR, or the like.
（５）上記実施形態における、自然エネルギー発電設備９２は、太陽光発電装置、風力発電装置、海流発電装置、地熱発電装置であってもよい。 (5) In the above embodiment, the natural energy power generation equipment 92 may be a solar power generation device, a wind power generation device, an ocean current power generation device, or a geothermal power generation device.
（６）上記実施形態では、入力部２１は、受信回路としたがこれに限られない。入力部２１は、メモリポートやキーボードによる入力装置でもよい。 (6) In the above embodiment, the input section 21 is a receiving circuit, but the input section 21 is not limited to this. The input unit 21 may be an input device using a memory port or a keyboard.
１・・・電力需給制御システム
２・・・電力需給制御装置
５・・・広域制御装置
９，９ａ，９ｂ・・・電力系統
２１，２１ａ，２１ｂ，２１ｎ・・・入力部
２２，２２ａ，２２ｂ，２２ｎ・・・出力部
２３，２３ａ，２３ｂ，２３ｎ・・・目標値作成部
２４・・・ＡＲ算出部
２５・・・ＡＲ平滑部
２６・・・ＡＲ配分部
２７・・・リアルタイムＥＤＣ算出部
３１・・・ＡＲ調整部
３２・・・ＡＲ送信部
３３・・・情報送信部
３４・・・補正ＡＲ受信部
３５・・・補正ＡＲ調整部
９１，９１ａ，９１ｂ，９１ｎ・・・複数の発電設備
９２，９２ａ，９２ｂ，９２ｎ・・・自然エネルギー発電設備
９３・・・検出装置
９７，９７ａ，９７ｂ，９７ｎ・・・信号線
９８，９８ａ，９８ｂ，９８ｎ・・・信号線
1... Electricity supply and
Claims (4)
上位の制御装置が複数の電力系統間で送電または受電される電力に関する指令制御量を各電力系統に設置された電力需給制御装置に対し指示する制御タイミングと、前記個別制御量を算出する算出タイミングが一致しない場合に、
前記上位の制御装置における前回の制御タイミングにかかる第１の時刻と、次回の制御タイミングにかかる第２の時刻と、の間の時間における前記個別制御量を調整して算出し、前記上位の制御装置に送信する、
電力需給制御装置。 In a power supply and demand control device that calculates an individual control amount for controlling power generation equipment in each power system at the timing of controlling the power generation equipment,
A control timing at which a higher-level control device instructs a power supply and demand control device installed in each power system to command control amounts regarding power transmitted or received between multiple power systems, and a calculation timing at which the individual control amounts are calculated . do not match,
Adjusting and calculating the individual control amount in the time between the first time according to the previous control timing and the second time according to the next control timing in the upper control device, send to the device ,
Electric power supply and demand control device.
前記上位の制御装置が前記各電力系統に設置された電力需給制御装置に対し前記指令制御量を指示する制御タイミングと、前記個別制御量を算出する算出タイミングが一致しない場合に、
受信した、前記上位の制御装置における前回の制御タイミングにかかる第１の時刻における第１の前記指令制御量と、次回の制御タイミングにかかる第２の時刻における第２の前記指令制御量に基づき、電力系統が有する発電設備に対する前記個別制御量を予測して算出する、
電力需給制御装置。 At the timing of controlling the power generation equipment in each power system, the individual control amount for controlling the power generation equipment is calculated, and the command control amount regarding the power transmitted or received between multiple power systems is sent from the upper control device. In the receiving power supply and demand control device,
When the control timing at which the higher-level control device instructs the command control amount to the power supply and demand control device installed in each power system and the calculation timing at which the individual control amount is calculated do not match,
Based on the received first command control amount at the first time related to the previous control timing in the upper control device and the second command control amount at the second time related to the next control timing, predicting and calculating the individual control amount for power generation equipment included in the power system;
Electric power supply and demand control device.
前記ＡＲ算出部により算出された前記地域要求電力（ＡＲ値）を周波数分解するＡＲ平滑部と、
前記ＡＲ平滑部により周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に基づき、前記複数の発電設備ごとの発電目標値を算出する目標値作成部と、を備え、
前記個別制御量は、前記地域要求電力（ＡＲ値）を含む、
請求項１または２に記載の電力需給制御装置。 an AR calculation unit that calculates regional required power (AR value) based on the amount of frequency change, the amount of change in interconnected power flow, and the amount of interchanged power detected by a detection device placed in a power system having a plurality of power generation facilities;
an AR smoothing unit that frequency-decomposes the regional required power (AR value) calculated by the AR calculation unit;
a target value creation unit that calculates a power generation target value for each of the plurality of power generation facilities based on the regional required power (AR value) frequency-resolved by the AR smoothing unit;
The individual control amount includes the regionally requested power (AR value),
The power supply and demand control device according to claim 1 or 2.
請求項１乃至３のいずれか１項に記載の電力需給制御装置。 linear interpolation by linear approximation based on the individual control amount or the command control amount at the first time related to the previous control timing in the higher-level control device and the second time related to the next control timing; calculating the individual control amount by at least one of polynomial complementation and spline complementation;
The power supply and demand control device according to any one of claims 1 to 3.
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