JPWO2012172616A1 - マイクログリッド制御システム - Google Patents

Abstract

マイクログリッドの設備の制御システムに関わり、特に複数の設備の特性に応じて設備を制御させ、経済性、環境性、継続運転性を達成する制御を実現するマイクログリッド制御システムを提供する。
複数の電力設備の動作を制御するマイクログリッド制御システムにおいて、
電源設備もしくは負荷設備の出力もしくは負荷の予測及びその予測誤差の予測部を備える、電源機起動停止計画部と、起動している電源設備が受け持つ負荷の配分関わる指令値を決定する経済負荷配分部と、を備える。

Description

本発明は、マイクログリッドの設備の制御システムに関わり、特に複数の設備の特性に応じて設備を制御させ、経済性、環境性、継続運転性を達成する制御を実現するマイクログリッド制御システムに関する。

マイクログリッド（小規模電力系統）に様々な電力設備を連系して利用することが重要になっている。しかし太陽発電機や風力発電機などの自然エネルギを利用した電源設備を連系して利用するためには、自然エネルギによる発電出力とそれ以外のディーゼル発電機（以下ＤＥＧと記載）やガスタービン発電機や蓄電池などの電源設備の発電出力を合計した総発電出力と、供給先の需要量（即ち発電機に対する負荷量）を合計した総負荷量とを、一致させる制御が必要である。そのため自然エネルギの出力低下や負荷増減に見合うだけ、発電機の出力を逆に増加することが行われる。

このように自然エネルギの出力低下や負荷の急増に備えて、発電機の出力を増すためには、発電機を予め起動しておく必要がある。しかし、発電機の稼働台数を増やすと、発電機のアイドリング運転の燃料が必要となり、経済性が損なわれる。また、ＤＥＧなどの発電機は、長時間にわたり出力を絞った低負荷運転を行うと、機関内の燃料燃焼温度が下がり、燃料燃え残り成分（排ガス中の黒煙の原因成分）が蓄積してしまい環境性が損なわれる。したがって、適切な台数の発電機を稼動させ、他の発電機は停止させながら、かつ総発電出力と総需要とを一致させる制御を行わなければならない。このような制御をマイクログリッド制御と呼ぶ。

特許文献１に記載の技術では、自然エネルギの出力や負荷の予測の周期を短周期化して精密な予測を行うことで、不要な発電機を停止させつつ、総発電出力と総電力需要を一致させる制御を行っている。

なお、ここでいう電力設備とは、例えば、太陽光発電機、風力発電機、ディーゼル発電機、ガスタービン発電機、汽水発電機などの発電機や、電力を動力として利用する電動機を備えた生産設備（冷凍機や押出器）や電気自動車や電気自動車の充電設備や、電力の充放電を行う蓄電池などである。また特に断らない限り、電源設備は、上記発電機と、蓄電池などの２次電池とを指す。負荷設備は、上記の生産設備や充電設備を指す。

特開２００２−４４８７０号公報

しかしながら、特許文献１に記載の技術は、自然エネルギの出力や負荷の予測に頼った制御を行っている。しかし、系統に連系する電力設備の数が少ない小規模なマイクログリッドでは予測を成り立たせているいわゆる大数の法則が成り立たず、瞬時瞬時の総負荷量や自然エネルギの発電量を予測することはできないため、実際の負荷量が予想よりも大きいときには発電の供給力が不足するという問題があり、また、実際の負荷量が予測よりも小さいときには、稼動している発電機が多くなり過ぎ、経済性が損なわれるという課題がある。

本発明の目的は、系統に連系する電力設備の数によらずに、自然エネルギ発電を導入したときにも、経済性を満足するマイクログリッド制御システムを提供することである。

上記課題を解決するために、本発明に関わるマイクログリッド制御システムでは、まず、電源設備の供給量及び負荷設備の負荷量について、過去の実績値に基づき瞬間的な負荷の変動（フリンジ）を含め予想する。その予想情報と電源設備の出力特性に応じて、複数の電源設備のなかから全体として経済効率が適当になる組み合わせを抽出し、抽出した電源設備に対して出力調整若しくは起動を指示する。

本発明の方法によれば、系統に連系する電力設備の数によらずに、自然エネルギ発電を導入したときにも、経済性を満足するマイクログリッド制御のシステムを構築することができる。

マイクログリッドのハードウェア構成図 システム制御装置のハードウェア構成図 リモート制御装置のハードウェア構成図 マイクログリッド制御システムの機能ブロック図 マイクログリッド制御の処理を示すフローチャート図 設備プロファイルを示す図 ＤＥＧ設備のハードウェア構成図 周波数ドループによる負荷配分を示す図 ソフトウェアの構成及び設備のＩ／Ｏを示す図 本実施形態のマイクログリッド制御を行った場合の燃料消費量の改善を示した図 ＤＥＧの出力配分変化を示す図である。

以下、本実施形態について図面を参照して説明する。

図１は、本実施形態に関わるマイクログリッド制御システムのハードウェア構成を示す図である。これは複数の工場の構内系統、電源設備、負荷設備及び共用電源設備を電気的接続と情報通信接続によりシステムとした構成である。工場１〜５は、マイクログリッド系統６から電力供給を受ける。

マイクログリッド系統６は、外部の電力系統７（例えば電力会社の送電線，基準電圧は３０ｋＶ）と系統連系している。また共用電源設備１１〜１７は電力の供給を行う。電力線（マイクログリッド系統を構成する電力線および構内電力線）には遮断器４１〜６５が設置されている。特に６１〜６４を情報通信により開閉することで、外部系統とマイクログリッド系統の並解列を制御でき、また、外部系統とマイクログリッド系統の解列時には、共用電源設備１１〜１７を外部系統と、マイクログリッド系統のいずれと連系するかを制御できる。工場１〜５の各々には、電源設備２１〜３０、負荷設備８１〜８５、９１〜９５が備えられていて、それぞれ基準電圧４００Ｖの電力線で接続され、マイクログリッド系統の一部を構成している。工場間を連系する電力線（基準電圧３０ｋＶ）と工場構内の構内電力線の間には変圧器１４１〜１４５が設置され電圧を基準電圧に変圧する。共用電源設備１１〜１７の中には、太陽光発電パネル１０１〜１０６や、バッテリ１０７が備えられ直流電力を供給し、またパワーコンディショナ（ＰＣＳ）１１１〜１１７は、直流電力を基準電圧４００Ｖの交流電力へ変換出力するとともに、非常用での出力抑制や周波数の同期（位相制御）の電気的処理を行う。また変圧器１３１〜１３７により基準電圧４００Ｖから基準電圧３０ｋＶへ変圧され、断路器１２１〜１２７（常閉）を介してマイクログリッド系統に接続されている。

これらの電源設備や負荷設備は、情報通信ネットワーク８に接続され、起動状態、稼動状態、開閉状態、発電状態、又は蓄電状態などの情報をシステム制御装置９に送信すると共に、制御情報をシステム制御装置９から受信する。

システム制御装置９は、情報通信ネットワーク８を介して電力設備（負荷設備および電源設備）からの情報を受信し、電力設備稼働に関する計算処理を行い、制御情報を電力設備に送信する。電源設備や負荷設備とシステム制御装置との間の各種情報（制御情報など）の送受信にはリモート制御装置７１〜７５を利用する。ここでリモート制御装置の一例としては、無線LANが挙げられる。リモート制御装置とシステム制御装置９で機能分担が可能となっている。また電源設備には、図示されないガバナが組み込まれ、制御情報を基に機械的な駆動を制御している。

図２は、システム制御装置９のハードウェア構成を示す図である。システム制御装置９は、ＣＰＵ２０１、メインメモリ２０２、入出力インタフェース２０３、ネットワークインタフェース２０４、記憶装置２０５とから構成され、これらはバス等により接続されている。

ネットワークインタフェース２０４は、情報通信ネットワーク８と接続し、リモート制御装置７１〜７５と情報を送受信する機能を有する
記憶装置２０５はＨＤＤ等により構成され、電源起動停止計画２０６、経済負荷配分２０７、設備特性同定２０８、運転シミュレーション２０９、リモート制御情報送受信２１０の機能を実現するプログラムを格納している。

ＣＰＵ１０は、前述したプログラムを記憶装置２０５からメインメモリ２０２に読み込んで実行する処理を行うことによって各機能を実現する。前述で説明した機能は、ハードウェアにより実現してもよい。また、前述の機能を実現するためのプログラムは、ＣＤ−ＲＯＭ等の記憶媒体から移してもよいし、ネットワーク経由で他の装置からダウンロードしてもよい。

図３は、リモート制御装置７１〜７５のハードウェア構成を示す図である。これらは同一の構成をとり、７１を代表して図示する。リモート制御装置７１は、ＣＰＵ３０１、メインメモリ３０２、入出力インタフェース３０３、ネットワークインタフェース３０４、記憶装置３０５とから構成され、これらはバス等により接続されている。

入出力インタフェース３０３は、電源設備への制御情報の送受信や、負荷設備との情報の送受信の機能を有する。ネットワークインタフェース３０４は、情報通信ネットワーク８と接続し、システム制御装置９と情報を送受信する機能を有する。

記憶装置３０５はＨＤＤ等により構成され、システム制御情報送受信３０６、電源設備制御情報送受信３０７、負荷設備情報送受信３０８の機能を実現するプログラムを格納している。

ＣＰＵ１０は、前述したプログラムを記憶装置３０５からメインメモリ３０２に読み込んで実行する処理を行うことによって各機能を実現する。前述で説明した機能は、ハードウェアにより実現してもよい。また、前述の機能を実現するためのプログラムは、ＣＤ−ＲＯＭ等の記憶媒体から移してもよいし、ネットワーク経由で他の装置からダウンロードしてもよい。

図５は、前述のマイクログリッド制御システムの処理及びそれに付随する処理の概要を示すフローチャートである。

当システムでは、まず負荷に対して電力供給を行うに必要な台数のＤＥＧを、発電効率の良いＤＥＧ号機を選んで起動するＤＥＧ号機選択の計画を立案する電源起動停止計画206の処理を行う（S501）。次に、電源起動停止計画206により決定されたＤＥＧのそれぞれについて、燃費特性から経済的な出力配分を決定する経済負荷配分207の処理を行う（S502）。そして、マイクログリッドの稼動データから逐次データ内容を更新する設備特性同定の処理を行い（S503）、その後、各種運転シミュレーションを実施しその結果を入出力手段に表示するシミュレーション処理を行う（S504）。

図４のマイクログリッド制御システムの機能ブロック用いて図５で説明した各ステップの詳細を説明する。

電源起動停止計画２０６と、経済負荷配分２０７、設備特性同定２０８、運転シミュレーション２０９の各ブロックから構成されている。各ブロックは以下に示す機能構成を備える。なお、この各ブロックは図２で説明した記憶装置205に格納された各種プログラムに対応する。

電源起動停止計画２０６のブロックは、需要・太陽光発電出力予測部４０１、負荷設備による需要や、太陽光発電機の出力の予測での誤差の発生を予測する需要・太陽光出力の予測誤差予測部４０２と、需要及び太陽光発電出力の予測値とその予測誤差の予測値から、マイクログリッドに連系運転（並列運転）させるＤＥＧの起動量（このＤＥＧ起動量は，起動させるＤＥＧ群の定格出力の総和の目標値）及び、太陽光発電設備のマイクログリッドへの連系運転の量を決定する確率的最適電源起動量決定部４０３、ＤＥＧ号機選択部４０４、太陽光発電連系配分部４０５とからなる。

このブロックでは、負荷に対して電力供給を行うに必要な台数のＤＥＧを、発電効率の良いＤＥＧ号機を選んで起動するＤＥＧ号機選択の計画を立案する。ＤＥＧ号機選択の計画にあたっては、ＤＥＧの部分負荷運転による排ガスの悪化や、起動停止の頻発による経済性の悪化を抑制するために事前に一日の間の（日間の）の負荷量や太陽光発電量を考慮しておくことが望ましい。そこで本ブロックでは、需要と太陽光出力に関する基準値と、それらのフリンジ算定値とから、ＤＥＧ電源の起動総量を決定したのち、ＤＥＧ号機選択を行うものである。以下にその詳細を説明する。

需要・太陽光発電出力予測部４０１は、需要・太陽光発電出力基準値（日間における長周期変動成分）を，日間の想定負荷基準値（負荷設備の定格電力量と、平均的負荷率等の負荷設備稼働の曜日別の過去実績データ等より予測）と，日間の太陽光発電出力基準値（理論入射量データと天候予想データ、発電効率データ等より予測）の各々から予測する。
好ましくは、まず需要電力予測としてマイクログリッド内の計画期間内における電力需要の基準値である時系列データを負荷設備８１〜８５、９１〜９５の稼動実績情報などから予測する。特に好ましくは、負荷設備の稼動計画（いわゆる生産計画実行システム機能に相当）からの予定情報をえて、稼動が予定される各負荷設備稼働の過去の使用電力実績平均値を加算して、総需要量の基準値（例えば平均値）の時系列｛Ｄ（ｔ）｝を予測する。

つぎに、太陽光出力予測として、計画期間内における太陽光発電パネル１０１〜１０６の各々の発電量の基準値を予測する。予測は日射を電気エネルギに変換する太陽光パネルの能力値ＰＶη（ｉ）（ｉは太陽光発電パネル１０１〜１０６に付けられた号機番号、各ＰＶη（ｉ）の情報は設備プロファイル管理部４０８に記録の基準値に気温等での特性変化による補正を加えて決定される）と日射量の予測とから行われる。ここで太陽光発電パネルへの日射量の最大値は数１である。

（数１） sin(h（ｔ）) ＝ sin φ sin δ ＋ cos φ cos δ cos ω（ｔ） （ここで、ｈ：太陽高度、φ：経度、δ：太陽赤緯、ω（ｔ）：時角）
なお数１は直達日射量を表すが、このほかに、太陽光発電パネルが傾いて設置されているときや反射光などの入光が大きいときなどは、数１に代わり傾斜面日射量や、全天日射量を与える数を用いても良い。

前述の日射量の値（sin(h（ｔ）)に雲などを通して実際に太陽光発電パネルに届く日射量への変換率であるところの透過日射率Ｃを乗じて、太陽光発電パネルの出力を予測する。すなわち、太陽光発電出力の時系列｛ＰＶ（ｔ）｝は、数２、数３により算出される。

（数２） ＰＶ＿ｉ（ｔ）＝ＰＶη（ｉ）×Ｃ×sin (h（ｔ）) （各パネルの発電出力ｋＷ），

なお、透過日射量係数Ｃは年間暦日における統計的な値として設備プロファイル管理部４０８に保持する。さらに透過日射量係数Ｃは、上空の雲をみる外部カメラの画像やレーダーによる雲の厚みデータに所定の係数を乗じて得られた値により補正するようにしても良い。こうして算出した｛Ｄ（ｔ）｝と｛ＰＶ（ｔ）｝からＤＥＧが供給しなくてはならない電力量の基準値である｛Ｄ（ｔ）−ＰＶ（ｔ）｝の時系列を算出する。

なお、計画期間は例えば現時点からの２４時間とし、３０分刻みの時系列として需要電力量と太陽光発電量を予測するようできるが、本発明はこの例に限定されるものではない。例えば、太陽光発電機などの電源設備の系統との並列や解列に対する時間的制約にあわせて計画期間を設定してもよい（例えば、４８時間に一度しか並列や解列の操作ができないときには、計画期間を４８時間とする）。

需要・太陽光出力の予測誤差予測部４０２は、需要すなわち日間の想定負荷基準値と、日間の太陽光発電出力基準値との、各々の基準値（もしくは両基準値の合算値）と、瞬時瞬時に発生するであろう需用電力量、太陽光発電出力量との誤差（主として、予測された基準値である需用電力量や太陽光発電出力量の長期変動成分から外れる短期変動成分（フリンジ成分））に関して誤差発生に関する予測を行う。ここでは予測の誤差発生予測に関わるデータとして、フリンジの発生頻度やその大きさなどの再現性が望める統計的な発生傾向データを算出する。統計的処理を行うにあたり、計画期間を所定の考察期間に分解する（前述の例では計画期間は現時点からの２４時間とし、３０分刻みの各々の時間帯を考察期間とする）。なお時刻ｔからはじまる一つの考察期間を簡単のために考察期間ｔと記す。例えば考察期間を３０分刻みとしたときになお、時刻ｔから時刻ｔ＋３０分まで考察期間を簡単のために考察期間ｔと記す。

好ましくはまず需用電力に関して、計画期間が該当する過去の同一曜日（あるいは、同一暦日）での各考察期間の時間帯における、負荷設備８１〜８５、９１〜９５の起動による電力需要増量の最大の大きさ｛ΔＤup（ｔ）｝及び負荷設備起動の回数の平均と分散σ＿Dup＿count、負荷設備の停止による電力需要減少の最大の大きさ｛ΔＤdown（ｔ）｝及び停止回数の平均と分散とを算出する処理を行う。

ここで、システム制御装置が負荷設備の起動あるいは停止のイベントを直接計測する手段がある場合は、システム制御装置は起動、停止イベントを記録しておくことでこの処理を実現する。システム制御装置から負荷設備の起動あるいは停止のイベントを直接計測する手段を有しない場合には、総需要電力量のロードカーブが急増したら負荷設備の起動イベントとみなし、ロードカーブが急減したら負荷設備の停止イベントとみなすことで処理を行うようにしてもよい。

つぎに太陽発電出力に関して、計画期間が該当する過去同一暦日（好ましくはうるう年等を考慮し太陽高度が同一となる過去日）での各考察期間の時間帯における、太陽光発電パネル１０１〜１０６からの発電量出力変動の太陽光出力の短期低下（瞬時低下）での低下幅の最大の大きさ｛ΔＰＶdown（ｔ）｝及びその発生回数の平均E＿PVdown＿countと分散σ＿PVdown＿countを算出する。また発電量出力変動の太陽光出力の短期増加での増加幅の最大の大きさ｛ΔＰＶup（ｔ）｝及びその発生回数の平均E＿PVup＿countと分散σ＿PVup＿countを算出する。

なおこの実施形態では、システム制御装置が太陽光発電の出力を計測したデータを記録保持しており、この過去データをもとに上記の各値は算出される。なお、実施形態のほかに、透過日射率Ｃを理論的最大値（１．０等）にした数２、数３の値と、基準前述の太陽光発電出力の予測基準値｛ＰＶ（ｔ）｝との差分を｛ΔＰＶup（ｔ）｝としてもよい。この場合、過去のデータの蓄積が行われていないシステム導入初期からの実行が可能である。

上記の処理に代わり、需要・太陽光出力の予測誤差予測部４０２は、上空の雲を観測する外部カメラやレーダーの現在データやこららの過去のデータから、上空の雲の個数と、雲の幅、雲の厚み、雲の移動速度を算出し、透過日射量係数Ｃの変動を推定して数２、数３を用いて、｛ΔＰＶdown（ｔ）｝、E＿PVdown＿count、分散σ＿PVdown＿count、｛ΔＰＶup（ｔ）｝、E＿PVup＿countと分散σ＿PVup＿countを算出するようにしても良い。

なお、以上に述べた需要・太陽光出力の予測誤差予測を行うのは、フリンジがいつ発生するかを正確に予測することは、負荷設備がいつ稼動したり停止したりするか、あるいは、入射日射がどの瞬間に増減するか等を予測するのと等価であり実現が困難であるが、統計的な発生傾向データは算出が容易であるためである。なお本発明は、この実施形態に限定されるものではない。代わりに、電力設備の稼動制御予定や、日気象現象の直接観測により非統計的にフリンジを予測するようにしても良い。特に工場群全体での総需要電力が少ない夜間帯から朝方にかけて、大型の負荷設備が起動する時間帯においては、リモート制御装置７１〜７５が、負荷設備の起動予約を受付けるようにしてしてもよい。これによりシステム制御装置９では、より正確に需要電力量の短期変動である｛ΔＤup（ｔ）｝を予測できるようになる。

確率的最適電源起動量決定部４０３は、起動させるＤＥＧ群の定格出力の総和の目標値、及び、太陽光発電パネルのマイクログリッドへの連系量を決定するため、以下の処理を行う。

ブロック４０１で求めた、各考察期間ｔでの需用電力、太陽光発電電力に関する情報であるところの｛Ｄ（ｔ）｝、｛ＰＶ（ｔ）｝、短期需用電力増量の最大の大きさ｛ΔＤup（ｔ）｝、太陽光発電出力の短期減少幅の最大の大きさ｛ΔＰＶdown（ｔ）｝をもとに、各考察期間ｔでのＤＥＧが負担すべき電気の出力量Ｐｄｅｇ（ｔ）［ｋＷ］を数４のように算出する。

（数４） Ｐｄｅｇ（ｔ）＝｛Ｄ（ｔ）−ＰＶ（ｔ）｝＋｛ΔＰＶdown（ｔ）＋ΔＤup（ｔ）｝×Ｍｕｐ＿Ｅ＿σ
ここで、フリンジによるＤＥＧ出力分担要求の増量に対応するため、ＤＥＧの出力予備量（瞬動予備力）を確保する。具体的には、「ΔＰＶdown（ｔ）＋ΔＤup（ｔ）」に安全係数（Ｍup＿Ｅ＿σ）を掛けることで出力予備量を確保する。この安全係数は、通常１．０以上の値を設定する。好ましくは、太陽光発電出力低下の発生の回数分布関数のすそが広い場合、すなわち、σ＿PVdown＿count の値が大きい場合にはＭup＿E＿σが大きく設定する。そのため、σ＿PVdown＿countとＭup＿E＿σの対照表を作成するようにしても良い。またσ＿Dup＿countが大きい場合にＭup＿E＿σを大きい値にするようにし、その対照表を作成するようにしても良い。このように対照表を予め作成しておいて、Ｐｄｅｇ（ｔ）を算出する計算書処理時には当対照表からＭup＿E＿σの情報を抽出し計算処理をするようにしても良い。この方法によれば、対照表の作成時において、ＤＥＧ出力不足によるマイクログリッド系統の電圧低下や周波数低下の回避に必要な出力予備量を確保するためのＭup＿E＿σの下限値を試作環境や計算機シミュレーションにより事前に最適にすることができる。

本実施形態に加え、各期間で発生するフリンジの大きさの分散σ＿δ（ｔ）（期間ｔに於ける負荷設備の起動もしくは太陽光発電出力の減少による、フリンジの大きさよるＤup＿ｉの集合｛Ｄup＿ｉ｝の分散値をσ＿δ（ｔ）と記す）が大きいときにはＭup＿E＿σを大きくするようにしてもよい。この場合にはフリンジの発生の確からしさに加え、フリンジ減少の規模の確からしさが不確定な場合にも、ＤＥＧの運転が良好に行われえる。

ここで太陽光連系量太陽光発電パネルのマイクログリッドへの連系量の決定（マイクログリッドに連系するパネル番号の集合Ｊの決定）は以下のように行う。
考察期間内における最大の「太陽光発電出力上昇＋工場電気負荷減少」の量と同量以上のＤＥＧ出力の瞬時引き下げ可能量が得られるようにする。そのためＤＥＧ群の最低出力は
数５を満たす必要がある。

（数５） Ｐｄｅｇ（ｔ）≧｛ΔＰＶup（ｔ）＋ΔＤdown（ｔ）｝×Ｍｄｏｗｎ＿Ｅ＿σ
ここで数５の中のＭdown＿Ｅ＿σは、フリンジによるＤＥＧ出力分担要求の減少に対するＤＥＧの出力削減可能量（瞬時抑制力）の確保に関する安全係数であり、通常１．０以上の値を設定する。Ｍdown＿E＿σは期間ｔに於ける負荷設備の停止もしくは太陽光発電出力の増加による、フリンジの大きさよるＤdown＿ｉの集合｛Ｄdown＿ｉ｝の分散値をσ＿δdown（ｔ）が大きいときには大き目の値（例えば1.2）をとるようにする。そのためのσ＿σdown（ｔ）とcountとＭdown＿E＿σの対照表を作成するようにしても良い。
このように対照表を予め作成しておいて、数５を判定する計算書処理時には当対照表からＭdown＿E＿σの情報を抽出し計算処理をするようにしても良い。この方法によれば、対照表の作成において、系統の電圧乱すなどの障害を回避するために必要な出力削減可能量を確保するためのＭdown＿E＿σの値を試作環境や計算機シミュレーションにより事前に最適にすることができる。

太陽光発電パネルのマイクログリッドへ連系するパネル番号集合Ｊを、数５が満たされるまで削減する。（ここで各太陽光発電パネルの設置条件が同一であれば、太陽光発電パネルの数量とΔＰＶup（ｔ）が比例することはいうまでもない）。
なお決定したマイクログリッドへ連系する太陽光発電パネルの番号集合Ｊに従い、上記のブロック４０１から４０３の処理を再度行うようにする。

ＤＥＧ号機選択部４０４は、上記で決定したＤＥＧ起動量を満たすだけのＤＥＧを、燃料効率の良いＤＥＧを優先して選択する。好ましくはＤＥＧの一台が故障する（Ｎ−１事故）に備えてＤＥＧの号機選択は、選択されたＤＥＧの中で最も定格出力が大きなものが事故停止してもＰｄｅｇ（ｔ）に相当する出力が得れるまで、ＤＥＧ号機を選択する。また、好ましくは、ＤＥＧの燃費効率は、中心となる負荷領域における燃費を参照する。すなわち、ＤＥＧに定常的に加わる負荷率の概数として数６のＲを求める。（但し、Ｎ−１事故に備えて、ＤＥＧを余分に稼動させる方法を併用する場合は、数６のＰｄｅｇ（ｔ）は数４で定めたＰｄｅｇ（ｔ）の値に余分に稼動するるＤＥＧの定格出力を加算した値で代用する）。

（数６） Ｒ＝（Ｄ（ｔ）−ＰＶ（ｔ））／Ｐｄｅｇ（ｔ）
このＲの負荷率での運転（ＤＥＧ固有の定格出力ｋＷに対してＲの割合で出力する）での各ＤＥＧの燃費（リットル／時）、設備プロファイル４０８に記載の各ＤＥＧ固有の燃費特性式をもとに算出し、その値が小さいＤＥＧ号機（燃焼消費が少なく好適なＤＥＧ号機）から順に選択する。すなわち、ＤＥＧ号機の選択を、選ばれたＤＥＧ号機の定格出力の合計が、上記のＰｄｅｇ（ｔ）を上回るまで順にＤＥＧ号機選択する。これにより、太陽光発電出力の減少等に備えて、ＤＥＧが多数起動し、Ｒが小さい値運転（たとえば定格出力の５０％以下）する場合にも、全ＤＥＧの全体での実行燃費が良好となる。

本実施形態に代わり、ＤＥＧの定格出力での燃費の良い順からＤＥＧ号機を選択するようにしても良い。これは、ＤＥＧの部分負荷出力での燃費特性が不明な場合に有効な方法である。

また、これによりＲが所定の閾値より小さい場合（例えば０．３以下）、Ｒの値が大きくなるようにマイクログリッドへ連系する太陽光発電パネルの数量を削減（Ｊを縮小）するようにして、ブロック４０１からの処理を再度行うようにしても良い。この方法によれば、Ｒが小さい場合、つまりＤＥＧが低出力で長時間稼動する場合にＤＥＧのシリンダー内の燃焼低下することで起きるＤＥＧ内での燃料の不完全燃焼現象により生じる排ガスでの黒煙成分（燃料燃え残り成分）の増加を、避けることができる。

特に好ましくは、Ｐｄｅｇ（ｔ）の大きさごとにＲに対する所定の閾値を設けるようにしても良い（例えば、Ｐｄｅｇ（ｔ）が１０００ｋＷ未満なら０．３、Ｐｄｅｇ（ｔ）が１０００ｋＷ以上なら０．４とする）。このようにすることで、Ｐｄｅｇ（ｔ）の大きさにより実際に稼動することが見込まれるＤＥＧの機種が変わった場合に、稼動すると見込まれるＤＥＧの不完全燃焼に関する特性にあわせて黒煙成分を抑制することができる。

また、一度起動したＤＥＧは継続的に次の考察期間においても起動されるよう優先するように補正してもよい。これによりＤＥＧの起動停止回数が削減され、ＤＥＧの暖気に必要となる燃料が削減される効果がある。

ここで、従来行なわれているような定格出力燃費μがよい発電機から起動させていく優先順位法による号機選択（ユニットコミットメント）と比べ、上記のようにＤＥＧ号機を選択すると、大量のＰＶ出力低下やＮ−１事故（制御対象とする電力設備群の中の1つの設備が機能しなくなる事故）に備え、かつ、ＤＥＧの燃焼を良好に保つことができるという顕著な効果を奏する。

太陽光発電連系配分部４０５は、上記のマイクログリッドへ連系する太陽光発電パネルの番号集合Ｊに従い、要求された連系量となるように，太陽光発電の連系開閉器の開放区間を決定する。これにより、例えばＤＥＧの出力をゼロにしても電力供給が上回ることで発生するマイクログリッドの交流周波数の上昇や、異常電圧上昇を抑制することができる。

経済負荷配分２０７のブロックは、マイクログリッド系統に連系して並列運転している、電源起動停止計画206により決定されたＤＥＧのそれぞれの燃費特性から経済的な出力配分を決定するＤＥＧ経済負荷配分部４０６からなる。

本実施形態では経済負荷配分として、等増分燃料費法（等λ法）による各ＤＥＧの経済的な出力配分を決定する。ここでＤＥＧのｉ号機について数７でラムダ値が与えれる。

（数７） λ＿i＝ｄＦｃ（ｉ）／ｄＷ（ｉ），
ここで、ｉ：ＤＥＧ号機番号、Ｆｃ（ｉ）：ＤＥＧ（ｉ号機）の燃費特性（（リットル／時）／ｋＷ）、Ｗ（ｉ）：ＤＥＧ（ｉ号機）の出力である。

等増分燃料費法（等λ法）によれば、によれば、起動してある各ＤＥＧ号機の番号の集合Iに対して数８を満たすときである。

（数８） 任意のｉ，ｊ∈Ｉに対して，λ＿i ＝ λ＿j
また、ＤＥＧからの出力の総和は数９を満たすようにすることで、計画期間における系統の需給のバランスがとれる。

上記の数８、数９を満たすＤＥＧの運転が行われ周波数ドループの設定値を、それぞれのＤＥＧに対して算出し、リモート制御装置７１〜７５を解して、各ＤＥＧのガバナに伝送する。各ＤＥＧのガバナはその受信した値に周波数ドループの設定値を更新する。

設備特性同定２０８のブロックは、電源起動停止計画２０６、経済負荷配分２０７、及び、運転シミュレーション２０９の各ブロックに必要な設備プロファイル情報を提供している。設備プロファイルは、電源設備の出力特性、出力変動性、応答性、燃費特性、燃料増分特性、フリンジ特性（負荷設備の稼動停止頻度や定格入力等，また太陽光発電に関わる入射日射の変化の発生頻度や大きさ）、環境運転時間範囲特性、環境運転負荷特性などの情報である。設備特性同定２０８のブロックは、設備プロファイルデータを保持し出力する設備プロファイル管理部４０８と、マイクログリッドに連系している電力設備の稼動情報とマイクログリッドの周波数、電源設備の電圧や電力の情報についてのオンライン情報から、各設備のプロファイル情報をオンライン学習する設備プロファイル学習部４０９からなる。ここでオンライン学習は、マイクログリッドの稼動データから，システム同定法，誤差逆伝播法やデルタルールなどの学習技法により逐次データ内容が更新される。

運転シミュレーション２０９のブロックは、電源起動停止計画部２０６のブロックが決定したマイクログリッドに並列する電源の構成に対して、過渡安定度（transient stability）及び定態安定度（steady-state stability）を事前評価する安定度シミュレーション部４１０と、ＤＥＧの排気ガス状態を事前評価する環境評価シミュレーション部４１２と、安定度シミュレーション結果、及び、環境評価シミュレーション結果を入出力手段に表示し、運転員からの確認入力を得る運転確認指示部４１１とからなる。

運転確認指示部４１１で、安定度を確認したユーザが電源起動停止計画部の計画内容に対して変更を指示した場合、電源起動停止計画２０６のブロックに指示がなされ、再度、確率的最適原電起動量計画部４０３は、ＤＥＧ起動量を増加する、もしくは、太陽光発電の連系量を減量するように、決定を変更する。

また運転確認指示部４１１で、環境評価を確認したユーザが電源機同定し計画部の計画内容に対して変更を指示した場合、電源起動停止計画２０６のブロックに指示がなされ、再度、確率的最適原電起動量計画部４０３は、ＤＥＧ起動量、もしくは、太陽光発電の連系量の決定を変更する。

好ましい実施形態では、ＤＥＧからの排ガスが悪化するケース、例えば、ＤＥＧの燃料燃焼温度が低くなり、燃料の燃え残り成分による黒煙発生の原因となる低負荷での連続運転の緩和を指示されると、確率的最適原電起動量計画部４０３は、太陽光発電量の連系量をより少なくなるように変更する。このことで、ＤＥＧの負荷率が高くなり燃料燃焼温度が高くなり排ガス黒煙が低減される。また例えば、ＤＥＧの出力の急変動の緩和が指示されると、確率的最適原電起動量計画部４０３は変動原因となる太陽光連系量を変更するように再度決定を行う。また例えば瞬発的なＤＥＧの過負荷運転の恐れの緩和を指示されると、確率的最適原電起動量計画部４０３はＤＥＧの連系台数を増加するように再度決定を行う。

図６にＤＥＧ２１を例に設備プロファイルを示す。設備プロファイルには、設備の種類（deviceType ＝ “ＤＥＧ”）や、製造メーカ（manufacturerType ＝ “製造会社名”）、型式型式名（model ＝ “DEG1000kVA400V”）やバージョン（version＝ “1.0”）の基本情報と、系統への接続して電気回路を形成している特性や、個体の電気的な特性になど、電気的な特性のリストに関する情報（properties）が記述されている。電気的な特性には、回路構成を示すために、図1のハードウェア構成上での名称（Genset rdf：ID＝“DEG21”）を示し該ハードウェア構成に関わる構成要素の呼び方が通用する名前空間（<Naming.name>実施形態１の名前辞書）や、接続する主たる電力設備（Equipment.MemberOf＿EquipmentContainer rdf：resource＝“変圧器１４１二次側"）やその基準電圧（VoltageLevel.BaseVoltage>400）等の設備情報と、電気的に配置されている場所（cim：Location rdf：ID＝“構成図１"の、Location.PowerSystemResource rdf：resource＝“変圧器１４１二次側電線"）の情報や、地理的な座標（例えば緯度経度のX,Y座標）軸の取り方に関する情報（GmlPosition rdf：ID＝"CP1005">）や、座標位置（GmlPosition.X座標>187635, GmlPosition.Y座標772863）などロケーションに関する情報と、設備の電気的および機械的な特性あるところの定格出力(1000kVA)、最大出力（1100kVA）、最低出力100kVA、ｘ［ｋＷ］の出力時に消費される燃料量［リットル/時］を示す燃費関数（Fuel consumption function、F(x)＝0.0001x*x+0.01x+10）、ｘ［ｋＷ］の出力増に必要な燃料量［リットル/時］を示す燃料増量λ（0.0001*x+0.01）、設備運転に関わる環境運転制約の特性として、長期低負荷運転下限出力の特性（400kVA）、その長期低負荷運転で排ガス成分が悪化しだす限界時間（長期低負荷運転可能時間、120min）の特性、また特に動的な電気特性として出力変化での応答性にかかる情報として、その応答性特性を示す伝達関数の次数（応答伝達関数次数 1）と時定数（応答時定数 0.05）、むだ時間（応答むだ時間定数 0.01）の設備の能力に関する情報を記述している。

なお、上記の動的な電気特性は、伝達関数での表現のほかに、ＡＲＭＡ等の多項式モデルや、応答特性をプロットとするデータにより記述するようにしても良い。

図７は、電源設備２１のハードウェア構成を示す図である。本実施形態では電源設備２１はディーセル発電機（ＤＥＧ）である。電源装置２１は、ディーゼルエンジン７０１と、エンジン制御部であるところのガバナ７０２と、発電機７０３と、自動電圧調整器ＡＶＲ（自動電圧調整器）７０４とを備えており、リモート制御装置７１と接続されている。ガバナ７０２は、リモート制御装置７１の指示の下、エンジン７０１への燃料噴射量を調整しエンジンの出力トルクを変化せしめることで、エンジンの回転数（発電機の周波数）を制御するようになっている。

ここでは、リモート制御装置７１は、各発電設備のガバナに対する周波数ドループの設定値を指示している。ガバナ７０２は、この周波数ドループを用いてドループ制御を行っている。

図８は、ＤＥＧの周波数ドループの設定変更により各ＤＥＧの出力配分を調整されることを説明する図である。周波数ドループは、定格周波数時に定格出力がでるように設定され、負荷を徐々に減少させ無負荷時の周波数と定格周波数との差をパーセンテージで指定したものである。８０１Ａは１０００ｋＷの定格出力を持つＤＥＧ２１の５％の周波数ドループでの周波数／出力特性線である。８０２Ａは５００ｋＷの定格出力を持つＤＥＧ２２の５％の周波数ドループでの周波数／出力特性線である。さらに８０１Ｂは、ＤＥＧ２１の周波数ドループの設定値が７％に指示されたとき周波数／出力特性線である。これにより、２台のＤＥＧのそれぞれの出力配分が図の矢印のように変化する。この原理により、マイクログリッド制御システムは、各ＤＥＧの出力を任意に制御することができる。

図９は、マイクログリッド制御システムのソフトウェアの構成及び設備のＩ／Ｏとの関係を示す図である。マイクログリッド制御の機能処理であるところの、電源起動停止計画２０６、経済負荷配分２０７、設備特性同定２０８は、ＤＥＧの特性を示す設備プロファイル情報と、負荷設備の特性を示す設備プロファイル情報を下に、ＤＥＧ号機選択（選択されたＤＥＧは並列され同期運転する）、選択されたＤＥＧの稼動条件を与えるところの周波数ドループの値を、システム制御装置とリモート制御装置の間の通信ソフトウェアにより送受信する。また、太陽光発電装置のマイクログリッドへの連系は、遮断器へのＩ／Ｏを介した指令により何台の太陽光発電装置を連系するかが制御されえる構成である。

図１０は、本実施形態の効果を示す図である。本発明によるマイクログリッド制御を行った場合、太陽光発電出力の変動及び負荷の変動の予測の誤差を、適切に予測することで、過剰なＤＥＧの起動を抑制することができる。これにより、ＤＥＧが必要とする時間当たりの燃料量を削減され得る。

本実施形態により、さらに、長時間の低負荷運転等によるＤＥＧ排ガス成分の悪化を予防すること、ＤＥＧの出力が不足し停電が発生することを予防することができる。

図１１は、本実施形態を行ったときの、ＤＥＧの出力配分変化を示す図である。ここではある考察期間において、ＤＥＧの１号機、２号機が起動している状態にあり、２台のＤＥＧの間で出力配分が行われている。１号機定格出力が１０００ｋＷ、２号機７５０ｋＷである。（ここでは１号機は２号機に比べ高い負荷率であるときに燃費がよくなる）。本発明の実施形態によれば、数７に示したλに従って１号機と２号機の出力配分が行われ、高負荷（総合出力１７５０ｋＷ）では両機とも定格出力にて運転されるが、低負荷域では、１号機が２号機よりも多く出力するようになる。

１〜５ 工場
６ マイクログリッド系統
９ システム制御装置
７ 外部の電力系統
１１〜１７ 共用電源設備
２０５ 記憶装置
２０６ 電源起動停止計画の機能を実現するプログラム
２０７ 経済負荷配分の機能を実現するプログラム
２０８ 設備特性同定の機能を実現するプログラム
２０９ 運転シミュレーションの機能を実現するプログラム
２１０ リモート制御情報送受信の機能を実現するプログラム

Claims (11)

1. 複数の電力設備の動作を制御するマイクログリッド制御システムにおいて、
   電源機起動停止計画部と、
   前記電源設備が受け持つ負荷の配分に関わる指令値を決定する経済負荷配分部と、を備え、
   前記電源機起動停止計画部は、
   電源設備の出力量及び負荷設備の負荷量の予測を行う出力負荷予測機能と、
   前記出力及び負荷の予測量の誤差を予測する出力負荷予測誤差予測機能と、
   前記出力負荷予測機能及び前記出力負荷予測誤差予測機能の予測結果に基き、起動させる電源設備の総出力量を決定する電源起動量決定機能と、
   前記決定された総出力量と前記電源設備の特性情報とに基き、起動させる電源設備を選択する電源設備選択機能と、
   を備えることを特徴とするマイクログリッド制御システム。
2. 請求項１に記載のマイクログリッド制御システムにおいて、
   前記電源設備の特性情報は当該電源設備の燃費特性の情報であり、
   前記電源設備選択機能は、前記燃費特性情報に基づき、燃費特性が良い電源設備から順に起動させる電源設備を選択することを特徴とするマイクログリッド制御システム。
3. 請求項２に記載のマイクログリッド制御システムにおいて、
   前記燃費特性情報は、前記電源設備の動作の中心となる負荷領域における燃費特性であることを特徴とするマイクログリッド制御システム。
4. 請求項３に記載のマイクログリッド制御システムにおいて、
   前記電源設備として、太陽光パネルと、ディーゼルエンジンとを備え、
   前記電源設備選択機能は、前記電源設備の負荷の割合である負荷率を算出し、当該負荷率が所定の閾値を下回った場合に、前記電源設備のうち前記太陽光パネルからの出力を制限することを特徴とするマイクログリッド制御システム。
5. 請求項１に記載のマイクログリッド制御システムにおいて、
   前記電源設備選択機能は、現在起動している電源設備を優先的に選択することを特徴とするマイクログリッド制御システム。
6. 請求項１乃至５のいずれか一項に記載のマイクログリッド制御システムにおいて、
   前記電源設備の出力もしくは前記負荷設備の負荷に関する、変動性、応答性、燃費、燃費増量、環境負荷特性、環境運転時間範囲特性のいずれかの特性を学習する設備特性同定部を更に備えることを特徴とするマイクログリッド制御システム。
7. 複数の電力設備の動作を制御するマイクログリッド制御方法において、
   電源設備の出力量及び負荷設備の負荷量の予測を行うステップと、
   前記出力及び負荷の予測量の誤差を予測するステップと、
   前記２つの予測結果に基き、起動させる電源設備の総出力量を決定するステップと、
   前記決定された総出力量と前記電源設備の特性情報とに基き、起動させる電源設備を選択するステップと、
   前記電源設備が受け持つ負荷の配分に関わる指令値を決定するステップと、
   を備えることを特徴とするマイクログリッド制御方法。
8. 請求項７に記載のマイクログリッド制御方法において、
   前記電源設備の特性情報は当該電源設備の燃費特性の情報であり、
   前記起動させる電源設備を選択するステップは、前記燃費特性情報に基づき、燃費特性が良い電源設備から順に起動させる電源設備を選択することを特徴とするマイクログリッド制御方法。
9. 請求項８に記載のマイクログリッド制御方法において、
   前記燃費特性情報は、前記電源設備の動作の中心となる負荷領域における燃費特性であることを特徴とするマイクログリッド制御方法。
10. 請求項９に記載のマイクログリッド制御方法において、
    前記電源設備として、太陽光パネルと、ディーゼルエンジンとを備え、
    前記起動させる電源設備を選択するステップは、前記電源設備の負荷の割合である負荷率を算出し、当該負荷率が所定の閾値を下回った場合に、前記電源設備のうち前記太陽光パネルからの出力を制限することを特徴とするマイクログリッド制御方法。
11. 請求項７に記載のマイクログリッド制御方法において、
    前記起動させる電源設備を選択するステップは、現在起動している電源設備を優先的に選択することを特徴とするマイクログリッド制御方法。

Images