WO2020031416A1 - 系統運用支援装置 - Google Patents

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WO2020031416A1
WO2020031416A1 PCT/JP2019/011294 JP2019011294W WO2020031416A1 WO 2020031416 A1 WO2020031416 A1 WO 2020031416A1 JP 2019011294 W JP2019011294 W JP 2019011294W WO 2020031416 A1 WO2020031416 A1 WO 2020031416A1
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WO
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distributed power
case
frequency
time
power
Prior art date
Application number
PCT/JP2019/011294
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English (en)
French (fr)
Inventor
健太 桐原
小海　裕
剛 森瀬
Original Assignee
株式会社日立製作所
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Publication date
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/20—Information technology specific aspects, e.g. CAD, simulation, modelling, system security

Definitions

  • the present invention relates to a system operation support device, and is suitably applied to, for example, a system operation support device for supporting introduction of a distributed power supply into a power system.
  • Patent Literature 1 discloses a power supply / demand adjustment method for a power system to which an SOFC (Solid Oxide Fuel Cell) is connected as a power generation facility, in which power is generated by rotating a rotating body in response to a load change in a system power line of the power system.
  • SOFC Solid Oxide Fuel Cell
  • a first mode in which the output corresponding to the inertia response region of the generator in the output response of the power generation equipment is controlled only by the current control by the PCS (Power Conditioning System), and the governor of the generator in the output response;
  • a method having a second mode of controlling the output of the SOFC by controlling the flow rate of the supplied fuel together with the current control by the PCS and the control corresponding to the free area and thereafter is shown.
  • Patent Document 2 a technique for maintaining the frequency of the power system by controlling a wind farm has been disclosed (see Patent Document 2).
  • Patent Literature 2 discloses a windform control method, which considers a frequency maintenance target and a wake effect in one or more wind turbines connected to an electric power system, and optimizes the frequency maintenance. A method for determining a control target is disclosed.
  • Patent Document 2 the pitch of a wind farm, which is a kind of distributed power supply, is controlled to contribute to frequency maintenance.
  • the frequency maintenance function does not operate is not described.
  • the present invention has been made in view of the above points, and is intended to propose a system operation support device that can introduce a distributed power supply in consideration of the possibility that the frequency maintenance function will not operate.
  • a system operation support device for supporting introduction of a distributed power supply to a power system, and a voltage distribution of a bus in the power system when a predetermined case occurs.
  • a distributed power supply evaluation unit that determines whether or not each distributed power supply is dropped in each case, based on a case-time voltage distribution indicating the distributed power supply grid code indicating a predetermined distributed power supply interconnection requirement,
  • An output unit for outputting a result determined by the distributed power supply evaluation unit.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a power system according to a first embodiment. It is a figure showing an example of the flow chart which shows the whole processing of the grid operation supporting device by a 1st embodiment.
  • FIG. 5 is a diagram illustrating an image of system status data according to the first embodiment. It is a figure showing an example of an assumed case list by a 1st embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating an example of a system model according to the first embodiment. It is a figure showing an example of a flow chart concerning a case time voltage distribution calculation processing by a 1st embodiment.
  • FIG. 4 is a diagram illustrating an example of a case-time voltage distribution according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating an example of a distributed power grid code according to the first embodiment. It is a figure showing an example of the flow chart concerning the distributed power supply adjustment power reliability calculation processing by a 1st embodiment. It is a figure showing an example of distributed power supply adjustment power reliability by a 1st embodiment. It is a figure showing an example of a flow chart concerning distributed power supply adjustment power calculation processing by a 1st embodiment.
  • FIG. 7 is a diagram illustrating an image of a distributed power supply adjusting force calculation process according to the first embodiment.
  • FIG. 5 is a diagram illustrating an example of an output according to the first embodiment.
  • reference numeral 100 denotes a system operation support device according to the first embodiment as a whole.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a configuration related to the system operation support device 100.
  • the system operation support device 100 is a device for supporting the introduction of a distributed power supply to a power system, and is configured by a computer system.
  • a database (DB) held by the system operation support device 100 and internal processing functions are shown as blocks.
  • the system operation support device 100 includes a case-time voltage distribution calculation unit 101, a distributed power supply evaluation unit 102, a distributed power supply selection unit 103, and an output unit 104 as processing functions.
  • the system operation supporting apparatus 100 includes, as internally stored DBs, a system state data DB 111, an assumed case list DB 112, a system model DB 113, a distributed power grid code DB 114, a market data DB 115, a distributed power regulating power calculation parameter DB 116, and a case-time voltage distribution DB 117. , A distributed power supply adjustment power reliability DB 118 and a distributed power supply adjustment power DB 119.
  • the case-time voltage distribution calculation unit 101 receives, for example, the system state data of the system state data DB 111, the assumed case list of the assumed case list DB 112, and the system model of the system model DB 113, and calculates the case-time voltage distribution.
  • the calculated case-time voltage distribution DB 117 is formed.
  • the distributed power supply evaluation unit 102 receives, for example, the system status data of the system status data DB 111, the distributed power grid code of the distributed power grid code DB 114, and the case-time voltage distribution of the case-time voltage distribution DB 117 as inputs, and The reliability is calculated to form the distributed power source adjustment power reliability DB 118.
  • the distributed power source selection unit 103 calculates the distributed power source adjustment power by inputting, for example, the market data of the market data DB 115, the system model of the system model DB 113, and the distributed power source adjustment force calculation parameter of the distributed power source adjustment force calculation parameter DB 116.
  • a distributed power source adjusting force DB 119 is formed.
  • the output unit 104 outputs (displays, outputs a file, transmits, and the like) data stored in the DBs 111 to 119, for example.
  • the system operation support device 100 is, for example, an information processing device (computer), such as a notebook personal computer or a server device, and includes a CPU (Central Processing Unit) 201, a storage device 202, a GPU (Graphics Processing Unit) 203, an output device 204, An input device 205 and a communication device 206 are provided. Each of the components 201 to 206 is connected to a bus 207.
  • a CPU Central Processing Unit
  • storage device 202 such as a notebook personal computer or a server device
  • GPU Graphics Processing Unit
  • An input device 205 and a communication device 206 are provided.
  • Each of the components 201 to 206 is connected to a bus 207.
  • the CPU 201 performs various calculations. Note that the CPU 201 may be configured as one or a plurality of semiconductor chips, or may be configured as a computer such as a calculation server.
  • the storage device 202 is a random access memory (RAM), a read only memory (ROM), a hard disk drive (HDD), and the like, and includes programs required for each process, data necessary for each process, and calculation result data (DBs 111 to 119). Etc.) and image data.
  • RAM random access memory
  • ROM read only memory
  • HDD hard disk drive
  • the storage device 202 is a storage unit for storing image data for display, calculation temporary data such as calculation result data, calculation result data, and the like.
  • necessary image data is generated by the CPU 201 and displayed on the output device 204 (for example, a display) by the GPU 203.
  • the functions of the grid operation support device 100 are, for example, such that the CPU 201 reads out a program to the storage device 202 and executes the program.
  • (Software) may be realized by hardware such as a dedicated circuit, or may be realized by a combination of software and hardware.
  • some of the functions of the grid operation support device 100 may be realized by another computer that can communicate with the grid operation support device 100.
  • the GPU 203 is used for displaying the result calculated by the CPU 201 on the output device 204. Note that, similarly to the CPU 201, the GPU 203 may be used for arithmetic processing.
  • the output device 204 is configured as, for example, one or more of a display, a printer device, an audio output device, a mobile terminal, and a wearable terminal.
  • the input device 205 can be configured to include, for example, at least one of a keyboard switch, a pointing device such as a mouse, a touch panel, a tablet terminal, an eye-gaze estimation device using a camera, a brain wave conversion device, a voice instruction device, and the like.
  • the input device 205 may be a user interface other than the above.
  • the communication device 206 includes a circuit and a communication protocol for connecting to the communication network 220.
  • Communication device 206 is communicably connected to power system 210 via communication network 220.
  • the power system 210 includes one or more measuring instruments 211.
  • the measuring device 211 measures the measured values at various points of the power system 210 and transmits the measured values to the communication device 206 of the system operation support device 100 via the communication network 220.
  • the measurement values received by the system operation support device 100 are temporarily stored, and thereafter, are stored and stored in the system state data DB 111.
  • the measuring device 211 is installed in a power system 210 such as a PMU (Phasor Measurement Units), a VT (Voltage Transformer), a PT (Power Transformer), a CT (Current Transformer), and a telemeter (TM: Telemeter). Measuring instruments and measuring devices.
  • the measuring device 211 may be an integrated device of measurement values installed in the power system 210 such as SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition).
  • FIG. 3 is a diagram showing an example of a flowchart showing the entire processing of the system operation support device 100.
  • the processing of the grid operation support device 100 may be performed at a time designated in advance, may be performed at a predetermined cycle, may be performed in response to an instruction from the grid operator, and other May be performed.
  • step S301 the case-time voltage distribution calculation unit 101 calculates, for example, a voltage distribution in a case assumed in advance by simulation (case-time voltage distribution calculation process).
  • case-time voltage distribution calculation process will be described later with reference to FIG.
  • step S302 the distributed power supply evaluation unit 102 calculates, for example, distributed power supply adjustment power reliability (distributed power supply adjustment power reliability calculation processing).
  • distributed power supply adjustment power reliability calculation processing The distributed power source adjustment power reliability calculation process will be described later with reference to FIG.
  • step S303 the distributed power source selection unit 103 calculates, for example, a distributed power source adjustment force (distributed power source adjustment force calculation process).
  • a distributed power source adjustment force distributed power source adjustment force calculation process.
  • step S304 the output unit 104 outputs, for example, various information to the output device 204.
  • An output example will be described later with reference to FIG.
  • the grid operation support device 100 can present an appropriate distributed power source, a distributed power source adjustment power, and the like to the grid operator of the power system 210.
  • FIG. 4 is a diagram showing an image of the system status data.
  • the system state data is data indicating what kind of topology the various devices, loads, and the like are connected to the power system 210 and what characteristics they have.
  • the system status data includes, for example, data measured from the measuring device 211 and status of the measuring device 211 as data from the power system 210. These may be collected from a plurality of points of the power system 210 or may include various information related to the measuring device 211. These pieces of information may include the date of introduction of the measuring device 211, the average error, the manufacturer, the type, the serial number, the product number, the operating time, the operating rate, and the like.
  • system state data one or more of the current state of the power system 210, the state of the past power system 210, the predicted state of the power system 210, or the state of the power system 210 assumed for verification is described. May be used.
  • the measured values of the connected generator 401 output power 100 MW, reactive power 20 MVar, etc.
  • the measured values of the load 402 used by the consumer) Power, 100 MW, etc.
  • the voltage of the bus 403 for example, a substation
  • the connection status of the transmission line 404 the output of the distributed power supply 405, the tap position of the transformer 406, and the like.
  • the transmission line 407 indicates an open transmission line.
  • FIG. 5 is a diagram showing an example of an assumed case list (an assumed case list table 500).
  • an assumed case list table 500 a list of assumed cases (referred to as “assumed cases” in the present embodiment) as appropriate in the target power system 210 (assumed case list).
  • the assumed case list is a rule indicating contents that can be stably operated in a case such as a ground fault case of a transmission line in the power system 210 and a ground fault case in a bus of the power system 210.
  • FIG. 6 is a diagram showing an example of the system model (system model table 600).
  • the system model table 600 includes constants (parameters) of a generator model (for example, the generator A), constants of a control model (AVR (Automatic Voltage Regulator) of the generator A), and constants of a load model (for example, load F).
  • the information of the system model such as the impedance of the route of the electric power system 210 and the constant of the equivalent model of the distributed power supply are stored.
  • the power system 210 can be simulated and predicted under a certain condition using a power system model.
  • FIG. 7 is a diagram showing an example of a flowchart relating to the case-time voltage distribution calculation processing.
  • step S701 the case-time voltage distribution calculation unit 101 reads the system state data of the system state data DB 111, the assumed case list of the assumed case list DB 112, and the system model of the system model DB 113.
  • step S702 the case-time voltage distribution calculation unit 101 sets the initial state of the system model (for example, the current measurement data of the measuring device 211) from the system state data.
  • step S703 the case voltage distribution calculation unit 101 simulates each case and calculates a case voltage distribution.
  • step S704 the case-time voltage distribution calculation unit 101 outputs the calculated case-time voltage distribution (for example, stores it in the case-time voltage distribution DB 117).
  • FIG. 8 is a diagram showing an image of the case-time voltage distribution calculation process.
  • the case-time voltage distribution calculation unit 101 calculates the voltage distribution of each case by the stability calculation in step S703 based on the initial state set in step S702.
  • a known calculation method can be appropriately adopted for the stability calculation.
  • FIG. 8 shows a case where a ground fault case 804 occurs in the transmission line 803 between the bus 801 and the bus 802.
  • Voltage distributions 811 to 815 indicate the voltage drop of each bus when the ground fault case 804 occurs.
  • the voltage distributions 811 to 815 at the time of occurrence of such a ground fault case 804 are simulated on the system operation support device 100, and the voltage distribution for each case is calculated and stored as the case-time voltage distribution DB 117.
  • FIG. 9 is a diagram showing an example of a case-time voltage distribution (case-time voltage distribution table 900).
  • the case-time voltage distribution table 900 stores the voltage distribution in each case, that is, the voltage in the simulation.
  • the holding method and format of the case-time voltage distribution need only be determined for each case.
  • a table format as shown in FIG. 9 may be used, or a data structure with some tag may be used.
  • the distributed power supply grid code indicates a predetermined interconnection requirement of the distributed power supply, and is used in the distributed power supply adjustment power reliability calculation processing.
  • FIG. 10 is a diagram showing an example of the distributed power grid code (distributed power grid code table 1000).
  • the regulation number of the distributed power connected to the power system 210 the fiscal year, the activation condition (dead band) of the frequency maintenance capability, the active power variable ratio, the active power increase time, the control delay time, Stored are the regulations (distributed power grid code) such as the recovery time after activation, the active power ratio at the time of recovery, and the presence or absence of resistance to voltage drop (FRT characteristics).
  • the regulations distributed power grid code
  • Such a rule is used to calculate the reliability and the contribution of the frequency maintenance function of the distributed power sources having different introduction periods.
  • the regulation number is identification information capable of identifying the regulation of the distributed power supply connected to the power system 210 (the regulation when introduced in 2011, the regulation when introduced in 2014, etc.).
  • the dead band is information (for example, 0.2 Hz) for determining how much the operation position is separated from the frequency (50 Hz, 60 Hz, etc.).
  • the active power variable ratio indicates a ratio at which the active power at the operating point can be changed.
  • the active power increase time indicates a time during which the active power at the operating point can be increased.
  • the control delay time indicates the time required to change the active power at the operating point.
  • the recovery time indicates a time during which a standby is required after changing the active power at the operating point.
  • the active power ratio at the time of recovery indicates the ratio of the active power during the recovery time (for example, the ratio to the active power at the operating point).
  • the FRT characteristic determines whether or not the operation can be continued without stopping the distributed power supply even when the voltage level suddenly drops in a short time when a case occurs, or when disturbance in which the frequency fluctuates occurs. (Example of operation continuation performance information indicating the operation continuity performance of the distributed power source at the time of the case occurrence).
  • the distributed power grid code includes all of the regulation number, year, dead band, active power variable ratio, active power increase time, control delay time, recovery time, active power ratio at recovery, and FRT characteristics. Or some of them may be included. Further, for example, the recovery time, the active power ratio at the time of recovery, and the like may be estimated from other information.
  • the distributed power grid code may be provided for each distributed power source, or may be provided for each set of distributed power sources.
  • FIG. 11 is a diagram illustrating an example of a flowchart according to the distributed power source adjustment power reliability calculation process.
  • step S1101 the distributed power supply evaluation unit 102 reads the case-time voltage distribution of the case-time voltage distribution DB 117, the distributed power grid code of the distributed power grid code DB 114, and the system status data of the system status data DB 111.
  • the distributed power source evaluation unit 102 calculates the case-time connection establishment of the distributed power source according to the distributed power source grid code and the case-time voltage distribution.
  • the distributed power supply evaluation unit 102 may use a distributed power supply grid code (for example, even if the frequency is reduced to the first rate, if it returns to the second rate within a matter of seconds even if the frequency is reduced to the first rate) for each case and for each distributed power supply. It is determined (simulated) whether or not the distributed power supply is disconnected (functions or does not function) based on the information shown in FIG. Then, the distributed power supply evaluation unit 102 calculates how many of the distributed power supplies function in all cases as the case-time connection establishment (distributed power supply adjustment power reliability) of the distributed power supply.
  • the distributed power source evaluation unit 102 calculates the adjustable power of each distributed power source based on the distributed power source grid code. For example, when the generator is currently outputting 100 MW, the distributed power source evaluation unit 102 calculates the active power variable amount “3MW” based on the active power variable ratio “3%”, For example, an active power estimation value “20 MW” at the time of recovery is calculated based on the power ratio “20%”.
  • step S1104 the distributed power supply evaluation unit 102 outputs the values calculated in step S1102 and step S1103 as the distributed power supply adjustment power reliability (for example, stores it in the distributed power supply adjustment power reliability DB 118).
  • the distributed power source evaluation unit 102 calculates the active power feasible amount by applying the system state data to the active power feasible ratio, and calculates the calculated active power feasible amount and the active power increase time. , And calculates and outputs the distributed power source adjustment power reliability including the calculated case-time connection establishment.
  • the distributed power supply evaluation unit 102 may output a result of determining whether or not the distributed power supply is dropped for each case. With this output, the grid operator can, for example, select a reliable distributed power source.
  • FIG. 12 is a diagram illustrating an example of the distributed power source adjustment power reliability (the distributed power source adjustment power reliability table 1200).
  • the distributed power source adjustment power reliability is based on the case-time connection establishment calculated in step S1102, the adjustable power possible amount of each distributed power source calculated in step S1103, and various data collated by the distributed power source grid code. It is provided for each distributed power source (device) or each set of distributed power sources.
  • the distributed power supply adjustable power amount calculated in step S1103 is the dead band, active power fluctuation possible amount, active power increase possible time, and recovery time for each device calculated from the distributed power supply grid code DB 114 and the system status data DB 111. , An active power estimate at the time of recovery, and the like.
  • the case-time connection establishment indicates the ratio of connection continuity to the assumed case.
  • the distributed power supply R having the FRT can supply the adjustment power to all the assumed cases, and thus the case-time connection establishment is 100%.
  • FRT the distributed power supply R2 can be connected only 20% of the assumed case.
  • FIG. 13 is a diagram showing an example of a flowchart according to the distributed power source adjustment force calculation process.
  • step S1301 the distributed power source selection unit 103 outputs the market data of the market data DB 115, the distributed power source adjustment power reliability of the distributed power source adjustment power reliability DB 118, the system model of the system model DB 113, and the distributed power source adjustment power calculation parameter DB 116 And the distributed power source adjustment force calculation parameter of the power supply.
  • step S1302 the distributed power source selection unit 103 selects, as a candidate, a distributed power source adjustment capability whose case-time connection establishment is higher than a predetermined value (for example, a threshold value specified by a user).
  • a predetermined value for example, a threshold value specified by a user.
  • step S1303 the distributed power source selection unit 103 performs a frequency response simulation using the secured adjustment force (for example, a measured value of the generator in the power system 210 at the present time) (a base that simulates a frequency change in a certain case). Generate a case). Note that a known technique can be appropriately used for the frequency response simulation.
  • step S1304 the distributed power source selection unit 103 calculates a differential value (frequency variation rate) of the frequency in the frequency response simulation.
  • step S1305 the distributed power source selection unit 103 calculates, for each distributed power source, a distributed power source contribution frequency variation rate that indicates an influence on the frequency variation rate of the base case.
  • step S1306 the distributed power source selection unit 103 determines the distributed power source adjustment power by an optimal calculation using the target frequency minimum value and the target frequency stable value, the frequency fluctuation rate, and the distributed power source contribution frequency fluctuation rate included in the adjustment power calculation parameters. calculate.
  • step S1307 the distributed power source selection unit 103 outputs the distributed power source adjustment force (for example, stores it in the distributed power source adjustment capability DB 119).
  • the distributed power source adjustment force calculation parameter includes a target frequency minimum value, a target frequency stable value, and an objective function necessary for calculating the distributed power source adjustment force.
  • the distributed power source adjusting force is calculated according to the purpose (for example, minimizing cost, maximizing the number of distributed power sources, minimizing the number of distributed power sources, etc.). be able to.
  • FIG. 14 is a diagram showing an image of the distributed power source adjusting force calculation process.
  • the state of the power system 210 (one or more of the state of the past power system 210, the current state of the power system 210, or the state of the future power system 210) and the secured adjustment force are determined.
  • the frequency response simulation result 1401 of step S1303 calculated based on the result is the base case.
  • the frequency response simulation result 1401 has a frequency minimum value at which the frequency drops most in a certain case, and a frequency stable value at which the frequency is stabilized under the influence of the adjusting force (the operation of various control systems of the generator).
  • the distributed power source selection unit 103 defines the time to reach the lowest frequency as the lowest frequency reaching time t1, and the time to reach the stable frequency value as the stable frequency value reaching time t2.
  • step S1304 the distributed power source selection unit 103 calculates a frequency variation rate 1402 that approximates the differential value of the frequency as shown in FIG. Further, an integral value 1403 of the frequency variation rate 1402 represents a frequency deviation from before the occurrence of the case.
  • step S1305 the distributed power source selection unit 103 calculates the distributed power source contribution frequency variation rates 1404 and 1405 using the sensitivity of the frequency variation to the active power variation obtained from the frequency response simulation result 1401. In other words, the distributed power source selection unit 103 converts the parameter of the distributed power source adjustment power reliability, which specifies the supply timing of the active power, etc., as frequency variation data by simulation into a distributed power source contribution frequency variation ratio 1404. 1405.
  • step S1306 the distributed power source selection unit 103 solves an optimization problem that satisfies the following two constraints.
  • df base / dt [k] is a frequency variation rate (for example, frequency variation rate 1402).
  • df dra / dt [k], df drn / dt [k], and the like are distributed power supply contribution frequency fluctuation rates (for example, distributed power supply contribution frequency fluctuation rates 1404 and 1405).
  • ⁇ t is a time step.
  • x 1 ⁇ x n indicates the secure state of the adjusting forces of the dispersed generator.
  • the distributed power source selection unit 103 selects a distributed power source whose case-time connection establishment is higher than the threshold value, calculates a frequency variation rate in a predetermined case (for example, a base case), and determines the frequency of the selected distributed power source.
  • the fluctuation rate is calculated, and a combination of the distributed power supplies is specified from the selected distributed power supplies so as to offset the frequency fluctuation rate in a predetermined case.
  • a target frequency minimum value for example, a value higher than the frequency minimum value
  • a target frequency stable value for example, a value higher than the frequency stable value
  • a combination of distributed power supplies (distributed power supply adjustment force) that satisfies the lowest frequency and the target frequency stable value is obtained. According to such a configuration, for example, the system operator can recognize a distributed power supply that increases the frequency maintenance capability.
  • FIG. 15 is a diagram illustrating an example of an output by the output unit 104.
  • the output device 204 is, for example, what a system operator in a control center sees.
  • the output device 204 includes a GUI (Graphical User Interface) that displays data such as the system status data DB 111, the assumed case list DB 112, the market data DB 115, and the distributed power supply adjustment power DB 119. These data may be displayed as a table 1500, may be displayed on the power system diagram 1501, may be displayed as a log, or may be displayed on a map.
  • GUI Graphic User Interface
  • an example of the distributed power supply adjusting power is shown in the table 1500.
  • the distributed power supply “1” can contribute to frequency maintenance by outputting 15 MW from a 1.2 Hz source. Have been.
  • the output content is not limited to the content shown in FIG.
  • the case-in connection establishment of the distributed power source may be displayed without outputting (calculating) the distributed power source adjusting power, or the case-in connection establishment of the distributed power source may not be output (calculated), and May be displayed.
  • the adjusting power by the distributed power source does not always function as the adjusting power based on the rules when individual devices are introduced, and the performance differs depending on the state of the power system 210 even when there is the adjusting power.
  • the distributed power supply adjusting power reliability of such a distributed power supply is calculated according to a voltage distribution for an assumed case, and an optimization problem based on the distributed power supply adjusting power reliability is solved.
  • output unit 104 outputs to output device 204
  • the present invention is not limited to this. You may make it output to an output device.
  • information such as a program, a table, and a file for realizing each function is stored in a memory, a hard disk, a storage device such as an SSD (Solid State Drive), or a recording medium such as an IC card, an SD card, or a DVD. Can be put on.
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Abstract

電力系統への分散電源の導入を支援するための系統運用支援装置であって、予め規定されたケースが発生したときの電力系統における母線の電圧分布を示すケース時電圧分布と、予め規定された分散電源の連系要件を示す分散電源グリッドコードとに基づいて、各ケースにおいて各分散電源が脱落するか否かを判定する分散電源評価部と、分散電源評価部により判定された結果を出力する出力部と、を備えるようにした。

Description

系統運用支援装置
　本発明は系統運用支援装置に関し、例えば電力系統への分散電源の導入を支援するための系統運用支援装置に適用して好適なものである。
　電力系統分野においては、再生可能エネルギーをはじめとする分散電源の導入により電力系統の変化が進んでいる。このような分散電源は、従来の電力系統における周波数維持能力を低下させるものとされてきたが、近年では、周波数維持能力の向上に貢献する分散電源の機能が開発されている。このような分散電源の機能を電力市場の一部である調整力として扱う国々もあり、高い注目を浴びている。
　近年、電力需給の変動時における周波数維持能力を高く維持し得る電力系統の需給調整方式を提供する技術が開示されている（特許文献１参照）。
　例えば、特許文献１には、発電設備としてＳＯＦＣ（Solid Oxide Fuel Cell）が接続された電力系統の需給調整方式であって、電力系統の系統電源線における負荷変動に対する回転体の回転による発電を行う発電設備の出力応答における前記発電機の慣性応答領域に相当する制御をＰＣＳ（Power Conditioning System）による電流制御のみでＳＯＦＣの出力制御を行う第１のモードと、前記出力応答における前記発電機のガバナフリー領域以降に相当する制御をＰＣＳによる電流制御とともに、供給する燃料流量の制御によりＳＯＦＣの出力制御を行う第２のモードとを有する方式が示されている。
　また、ウィンドファームを制御することにより電力系統の周波数維持を行う技術が開示されている（特許文献２参照）。
　例えば、特許文献２には、ウィンドフォームの制御方法であって、電力系統に連系している１つ以上の風車において、周波数維持目標とウェイク効果とを考慮し、周波数維持に寄与する最適な制御対象を決定する方法が開示されている。
特開２０１６－２０８７２３号公報 国際公開第２０１６／１８４９１５号
　特許文献１では、分散電源のインバータを制御することで電力系統の周波数維持をする。しかしながら、インバータは、電圧変動に弱く、ＦＲＴ（Fault Ride Through）機能を有さないものについては、分散電源が電力系統から切断されてしまうため、周波数維持に寄与できない可能性もあるが、この可能性についての記載はない。
　特許文献２では、分散電源の一種であるウィンドファームのピッチなどを制御することで周波数維持へ寄与をする。しかしながら、特許文献１と同様に、周波数維持機能が動作しない可能性については記載されていない。
　本発明は以上の点を考慮してなされたもので、周波数維持機能が動作しない可能性を加味して分散電源の導入を行うことができる系統運用支援装置を提案しようとするものである。
　かかる課題を解決するため本発明においては、電力系統への分散電源の導入を支援するための系統運用支援装置であって、予め規定されたケースが発生したときの前記電力系統における母線の電圧分布を示すケース時電圧分布と、予め規定された分散電源の連系要件を示す分散電源グリッドコードとに基づいて、各ケースにおいて各分散電源が脱落するか否かを判定する分散電源評価部と、前記分散電源評価部により判定された結果を出力する出力部と、を設けるようにした。
　上記構成によれば、各ケースにおいて各分散電源が脱落するか否かが判定された結果が出力されるので、周波数維持機能が動作しない可能性を加味して分散電源の導入を行うことができるようになる。
　本発明によれば、信頼性の高い電力系統を実現することができる。
　上記以外の課題、構成および効果は実施の形態の説明により明らかにされる。
第１の実施の形態による系統運用支援装置に係る構成の一例を示す図である。 第１の実施の形態による電力システムの一例を示す図である。 第１の実施の形態による系統運用支援装置の処理全体を示すフローチャートの一例を示す図である。 第１の実施の形態による系統状態データのイメージを示す図である。 第１の実施の形態による想定ケースリストの一例を示す図である。 第１の実施の形態による系統モデルの一例を示す図である。 第１の実施の形態によるケース時電圧分布算出処理に係るフローチャートの一例を示す図である。 第１の実施の形態によるケース時電圧分布算出処理のイメージを示す図である。 第１の実施の形態によるケース時電圧分布の一例を示す図である。 第１の実施の形態による分散電源グリッドコードの一例を示す図である。 第１の実施の形態による分散電源調整力信頼度算出処理に係るフローチャートの一例を示す図である。 第１の実施の形態による分散電源調整力信頼度の一例を示す図である。 第１の実施の形態による分散電源調整力算出処理に係るフローチャートの一例を示す図である。 第１の実施の形態による分散電源調整力算出処理のイメージを示す図である。 第１の実施の形態による出力の一例を示す図である。
　以下図面について、本発明の一実施の形態を詳述する。本実施の形態では、系統運用支援装置を電力系統の運用に適用した事例を示している。
（１）第１の実施の形態
　図１において、１００は全体として第１の実施の形態による系統運用支援装置を示す。
　図１は、系統運用支援装置１００に係る構成の一例を示す図である。系統運用支援装置１００は、電力系統への分散電源の導入を支援するための装置であり、計算機システムで構成される。図１では、系統運用支援装置１００が保有するデータベース（ＤＢ）と内部における処理機能とをブロック化して示している。
　系統運用支援装置１００は、処理機能として、ケース時電圧分布算出部１０１、分散電源評価部１０２、分散電源選定部１０３、および出力部１０４を備える。
　系統運用支援装置１００は、内部保有するＤＢとして、系統状態データＤＢ１１１、想定ケースリストＤＢ１１２、系統モデルＤＢ１１３、分散電源グリッドコードＤＢ１１４、市場データＤＢ１１５、分散電源調整力算出パラメータＤＢ１１６、ケース時電圧分布ＤＢ１１７、分散電源調整力信頼度ＤＢ１１８、および分散電源調整力ＤＢ１１９を備える。
　上述した構成において、ケース時電圧分布算出部１０１は、例えば、系統状態データＤＢ１１１の系統状態データと想定ケースリストＤＢ１１２の想定ケースリストと系統モデルＤＢ１１３の系統モデルとを入力とし、ケース時電圧分布を算出してケース時電圧分布ＤＢ１１７を形成する。
　また、分散電源評価部１０２は、例えば、系統状態データＤＢ１１１の系統状態データと分散電源グリッドコードＤＢ１１４の分散電源グリッドコードとケース時電圧分布ＤＢ１１７のケース時電圧分布とを入力とし、分散電源調整力信頼度を算出して分散電源調整力信頼度ＤＢ１１８を形成する。
　また、分散電源選定部１０３は、例えば、市場データＤＢ１１５の市場データと系統モデルＤＢ１１３の系統モデルと分散電源調整力算出パラメータＤＢ１１６の分散電源調整力算出パラメータとを入力とし、分散電源調整力を算出して分散電源調整力ＤＢ１１９を形成する。
　また、出力部１０４は、例えば、ＤＢ１１１～１１９に格納されたデータを出力（表示、ファイル出力、送信など）する。
　次に、図２を用いて、系統運用支援装置１００のハードウェア構成と電力系統２１０の構成とについて説明する。
　図２は、系統運用支援装置１００と電力系統２１０とを含んで構成される電力システム２００の一例を示す図である。
　系統運用支援装置１００は、例えば情報処理装置（コンピュータ）であり、ノートパソコン、サーバ装置等であり、ＣＰＵ（Central Processing Unit）２０１、記憶装置２０２、ＧＰＵ（Graphics Processing Unit）２０３、出力装置２０４、入力装置２０５、および通信装置２０６を備える。各構成要素２０１～２０６は、バス２０７に接続されている。
　ＣＰＵ２０１は、各種の演算を行う。なお、ＣＰＵ２０１は、１つまたは複数の半導体チップとして構成してもよく、計算サーバのようなコンピュータとして構成してもよい。
　記憶装置２０２は、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）などであり、各処理に必要なプログラム、各処理に必要なデータおよび計算結果データ（ＤＢ１１１～１１９など）、並びに画像データを記憶する。
　記憶装置２０２は、表示用の画像データ、計算結果データ等の計算一時データおよび計算結果データなどを格納する記憶部である。例えば、ＣＰＵ２０１によって必要な画像データが生成されてＧＰＵ２０３によって出力装置２０４（例えば、ディスプレイ）に表示される。
　系統運用支援装置１００の機能（ケース時電圧分布算出部１０１、分散電源評価部１０２、分散電源選定部１０３、出力部１０４など）は、例えば、ＣＰＵ２０１がプログラムを記憶装置２０２に読み出して実行すること（ソフトウェア）により実現されてもよいし、専用の回路などのハードウェアにより実現されてもよいし、ソフトウェアとハードウェアとが組み合わされて実現されてもよい。また、系統運用支援装置１００の機能の一部は、系統運用支援装置１００と通信可能な他のコンピュータにより実現されてもよい。
　ＧＰＵ２０３は、ＣＰＵ２０１で演算された結果を出力装置２０４で表示するために用いる。なお、ＣＰＵ２０１と同じように、ＧＰＵ２０３を演算処理用に用いてもよい。
　出力装置２０４は、例えば、ディスプレイ、プリンタ装置、音声出力装置、携帯端末、ウェアラブル端末の１つ以上として構成される。
　入力装置２０５は、例えば、キーボードスイッチ、マウス等のポインティング装置、タッチパネル、タブレット端末、カメラなどを用いた目線推定装置、脳波変換装置、音声指示装置等の少なくともいずれか１つを備えて構成できる。入力装置２０５は、上記以外のユーザーインターフェースであってもよい。
　通信装置２０６は、通信ネットワーク２２０に接続するための回路および通信プロトコルを備える。通信装置２０６は、通信ネットワーク２２０を介して電力系統２１０と通信可能に接続される。
　電力系統２１０には、一または複数の計測器２１１が含まれる。計測器２１１は、電力系統２１０の各所における計測値を計測し、計測値を、通信ネットワーク２２０を介して、系統運用支援装置１００の通信装置２０６に送信する。ここで、系統運用支援装置１００が受信した計測値は、一時的に保持され、その後、系統状態データＤＢ１１１に記憶保存される。
　ここで、計測器２１１の例としては、ＰＭＵ（Phasor Measurement Units）、ＶＴ（Voltage Transformer）、ＰＴ（Power Transformer）、ＣＴ（Current Transformer）、テレメータ（ＴＭ：Telemeter）などの電力系統２１０に設置される計測機器、計測装置などが挙げられる。なお、計測器２１１としては、ＳＣＡＤＡ（Supervisory Control And Data Acquisition）などの電力系統２１０に設置される計測値の集約装置であってもよい。
　次に、図３を用いて、系統運用支援装置１００の処理を説明する。
　図３は、系統運用支援装置１００の処理全体を示すフローチャートの一例を示す図である。系統運用支援装置１００の処理は、予め指定された時間に行われてもよいし、所定の周期で行われてもよいし、系統運用者からの指示に応じて行われてもよいし、その他の契機で行われてもよい。
　ステップＳ３０１では、ケース時電圧分布算出部１０１は、例えば、予め想定されたケースにおける電圧分布をシミュレーションにより算出する（ケース時電圧分布算出処理）。なお、ケース時電圧分布算出処理については、図７を用いて後述する。
　ステップＳ３０２では、分散電源評価部１０２は、例えば、分散電源調整力信頼度を算出する（分散電源調整力信頼度算出処理）。なお、分散電源調整力信頼度算出処理については、図１１を用いて後述する。
　ステップＳ３０３では、分散電源選定部１０３は、例えば、分散電源調整力を算出する（分散電源調整力算出処理）。なお、分散電源調整力算出処理については、図１３を用いて後述する。
　ステップＳ３０４では、出力部１０４は、例えば、各種情報を出力装置２０４に出力する。なお、出力例については、図１５を用いて後述する。
　上述した処理を行うことにより、系統運用支援装置１００は、電力系統２１０の系統運用者に対して適切な分散電源、分散電源調整力などを提示することができる。
　次に、図４を用いて、系統状態データＤＢ１１１に蓄えられる系統状態データについて説明する。
　図４は、系統状態データのイメージを示す図である。系統状態データは、各種の機器、負荷などがどのようなトポロジの電力系統２１０に繋がり、どのような特性を有するかを示すデータである。
　系統状態データは、例えば、電力系統２１０からのデータとして、計測器２１１の計測値、計測器２１１のステータスを含む。これらは、電力系統２１０の複数地点から収集されたものであってもよいし、計測器２１１に関する様々な情報を含んでもよい。これらの情報は、計測器２１１の導入日、平均誤差、メーカー、タイプ、製造番号、商品番号、稼働時間、稼働率などを含んでいてもよい。
　なお、系統状態データについては、現在の電力系統２１０の状態、過去の電力系統２１０の状態、予測された電力系統２１０の状態、または検証用に想定された電力系統２１０の状態の１つ以上を用いてもよい。
　例えば、本実施の形態においては、系統状態データとしては、接続されている発電機４０１の計測値（出力している電力１００ＭＷ、無効電力２０ＭＶａｒなど）、負荷４０２の計測値（需要家が使用している電力１００ＭＷなど）、母線４０３（例えば、変電所）の電圧、送電線４０４の接続状況、分散電源４０５の出力、変圧器４０６のタップポジションなどが用いられる。なお、送電線４０７は、開放されている送電線を示す。
　次に、図５を用いて、想定ケースリストＤＢ１１２に格納される想定ケースリストについて説明する。
　図５は、想定ケースリストの一例（想定ケースリストテーブル５００）を示す図である。想定ケースリストテーブル５００には、対象とされる電力系統２１０内において、想定される事象を示すケース（なお、本実施の形態では、「想定ケース」と適宜称する。）のリスト（想定ケースリスト）が格納される。想定ケースリストは、例えば、電力系統２１０における送電線の地絡ケース、電力系統２１０の母線における地絡ケース等のケースに対して安定運用できる内容を示す規定である。
　次に、図６を用いて、系統モデルＤＢ１１３に格納される系統モデルについて説明する。
　図６は、系統モデルの一例（系統モデルテーブル６００）を示す図である。系統モデルテーブル６００には、発電機モデル（例えば、発電機Ａ）の定数（パラメータ）、制御モデル（発電機ＡのＡＶＲ（Automatic Voltage Regulator））の定数、負荷モデル（例えば、負荷Ｆ）の定数、電力系統２１０のルートのインピーダンス、分散電源の等価的なモデルの定数などの系統モデルの情報が格納される。系統モデルにより、一定の条件下で電力系統２１０の潮流などを模擬、更には予測を可能とする。
　次に、図７を用いて、ケース時電圧分布算出処理の詳細を説明する。
　図７は、ケース時電圧分布算出処理に係るフローチャートの一例を示す図である。
　ステップＳ７０１では、ケース時電圧分布算出部１０１は、系統状態データＤＢ１１１の系統状態データと、想定ケースリストＤＢ１１２の想定ケースリストと、系統モデルＤＢ１１３の系統モデルとを読み込む。
　ステップＳ７０２では、ケース時電圧分布算出部１０１は、系統状態データから系統モデルの初期状態（例えば、現在の計測器２１１の計測データ）を設定する。
　ステップＳ７０３では、ケース時電圧分布算出部１０１は、各ケースをシミュレートし、ケース時電圧分布を算出する。
　ステップＳ７０４では、ケース時電圧分布算出部１０１は、算出したケース時電圧分布を出力（例えば、ケース時電圧分布ＤＢ１１７に格納）する。
　図８は、ケース時電圧分布算出処理のイメージを示す図である。
　ケース時電圧分布算出部１０１は、ステップＳ７０２で設定した初期状態をもとに、ステップＳ７０３では、安定度計算により各ケースの電圧分布を算出する。なお、安定度計算については、公知の計算手法を適宜に採用することができる。
　図８では、母線８０１と母線８０２との間の送電線８０３において、地絡ケース８０４が発生した場合を示している。電圧分布８１１～電圧分布８１５は、地絡ケース８０４の発生時の各母線の電圧低下を示している。このような地絡ケース８０４の発生時の電圧分布８１１～電圧分布８１５を系統運用支援装置１００上でシミュレートし、ケース毎の電圧分布を算出し、ケース時電圧分布ＤＢ１１７として保有する。
　次に、図９を用いて、ケース時電圧分布ＤＢ１１７に格納されるケース時電圧分布について説明する。
　図９は、ケース時電圧分布の一例（ケース時電圧分布テーブル９００）を示す図である。
　ケース時電圧分布テーブル９００には、上述したように、各ケースにおける電圧分布、すなわちシミュレーション上の電圧が格納される。ケース時電圧分布の保持方法およびフォーマットについては、ケース毎に判別ができればよい。例えば、図９で示すようなテーブルフォーマットでもよいし、何らかのタグがついたデータ構造であってもよい。ケース時電圧分布を算出することにより、例えば、各ケースに対し、電圧がしきい値より低下する箇所と、低下の度合いと、電圧がしきい値より低下している時間（継続時間）とを把握することが可能になる。
　次に、図１０を用いて、分散電源グリッドコードＤＢ１１４に格納される分散電源グリッドコードについて説明する。分散電源グリッドコードは、予め規定された分散電源の連系要件を示し、分散電源調整力信頼度算出処理で使用される。
　図１０は、分散電源グリッドコードの一例（分散電源グリッドコードテーブル１０００）を示す図である。
　分散電源グリッドコードテーブル１０００には、電力系統２１０に接続される分散電源の規定番号、年度、周波数維持能力の発動条件（デッドバンド）、有効電力変動可能比率、有効電力増加時間、制御遅れ時間、発動後のリカバリー時間、リカバリー時の有効電力比率、電圧低下への耐性（ＦＲＴ特性）の有無などの規定（分散電源グリッドコード）が格納される。このような規定は、導入期間が異なる分散電源の周波数維持機能の信頼度、その貢献度を算出するのに用いられる。
　規定番号は、電力系統２１０に接続されている分散電源の規定（２０１１年に導入されたときの規定、２０１４年に導入されたときの規定など）を識別可能な識別情報である。デッドバンドは、周波数（５０Ｈｚ、６０Ｈｚなど）に対して動作位置をどれだけ離すかを決めるための情報（例えば、０．２Ｈｚ）である。有効電力変動可能比率は、運転点の有効電力を変動可能な比率を示す。有効電力増加時間は、運転点の有効電力を増加することができる時間を示す。制御遅れ時間は、運転点の有効電力を変動するのに要する時間を示す。リカバリー時間は、運転点の有効電力を変動した後に待機が必要となる時間を示す。リカバリー時の有効電力比率は、リカバリー時間における有効電力の比率（例えば、運転点の有効電力に対する割合）を示す。ＦＲＴ特性は、ケース発生時に短時間に電圧レベルが急激に低下したり、周波数が変動する擾乱が発生したりする場合にも分散電源が停止せずに運転を継続することができるか否かを示す（ケース発生時の分散電源の運転継続性能を示す運転継続性能情報の一例）。
　分散電源グリッドコードには、規定番号、年度、デッドバンド、有効電力変動可能比率、有効電力増加時間、制御遅れ時間、リカバリー時間、リカバリー時の有効電力比率、およびＦＲＴ特性の全てが含まれていてもよいし、一部が含まれていてもよい。また、例えば、リカバリー時間、リカバリー時の有効電力比率などは、他の情報から推定されてもよい。
　なお、分散電源グリッドコードは、分散電源ごとに設けられてもよいし、分散電源の集合体ごとに設けられてもよい。
　次に、図１１を用いて、分散電源調整力信頼度算出処理の詳細を説明する。
　図１１は、分散電源調整力信頼度算出処理に係るフローチャートの一例を示す図である。
　ステップＳ１１０１では、分散電源評価部１０２は、ケース時電圧分布ＤＢ１１７のケース時電圧分布と、分散電源グリッドコードＤＢ１１４の分散電源グリッドコードと、系統状態データＤＢ１１１の系統状態データとを読み込む。
　ステップＳ１１０２では、分散電源評価部１０２は、分散電源グリッドコードとケース時電圧分布とに応じて分散電源のケース時接続確立を算出する。例えば、分散電源評価部１０２は、ケースごとかつ分散電源ごとに、分散電源グリッドコード（例えば、第１の割合まで周波数が低下したとしても何秒以内に第２の割合まで戻れば問題ないことを示す情報）とケース時電圧分布とをもとに、分散電源が脱落するか否か（機能するか機能しないか）を判定（シミュレーション）する。そして、分散電源評価部１０２は、各分散電源について全ケースのうちいくつのケースで機能するかを分散電源のケース時接続確立（分散電源調整力信頼度）として算出する。
　ステップＳ１１０３では、分散電源評価部１０２は、分散電源グリッドコードに基づいて各分散電源の調整力可能量を算出する。例えば、分散電源評価部１０２は、発電機が現在１００ＭＷを出力している場合、有効電力変動可能比率「３％」に基づいて有効電力変動可能量「３ＭＷ」を算出したり、リカバリー時の有効電力比率「２０％」に基づいてリカバリー時の有効電力推定値「２０ＭＷ」を算出したりする。
　ステップＳ１１０４では、分散電源評価部１０２は、ステップＳ１１０２およびステップＳ１１０３で算出した値を分散電源調整力信頼度として出力（例えば、分散電源調整力信頼度ＤＢ１１８に格納）する。
　上述した処理では、例えば、分散電源評価部１０２は、有効電力変動可能比率に系統状態データを適用して有効電力変動可能量を算出し、算出した有効電力変動可能量と、有効電力増加時間と、算出したケース時接続確立とを含む分散電源調整力信頼度を算出して出力する。このように、各分散電源について、有効電力変動可能量と有効電力増加時間とケース時接続確立とをセットとして出力することで、例えば、系統運用者は、各ケースにおいて各分散電源が有効電力に与える影響を容易に把握することができるようになる。なお、分散電源評価部１０２は、ケースごとに分散電源が脱落するか否かを判定した結果を出力してもよい。かかる出力によれば、系統運用者は、例えば、信用できる分散電源を選別できるようになる。
　ここで、図１２を用いて、分散電源調整力信頼度ＤＢ１１８に格納される分散電源調整力信頼度について説明する。
　図１２は、分散電源調整力信頼度の一例（分散電源調整力信頼度テーブル１２００）を示す図である。
　例えば、分散電源調整力信頼度は、ステップＳ１１０２で算出されたケース時接続確立と、ステップＳ１１０３で算出された各分散電源の調整力可能量と、分散電源グリッドコードで照合された各種データとを分散電源（機器）毎または分散電源の集合毎に備える。
　ステップＳ１１０３で算出される分散電源調整力可能量とは、分散電源グリッドコードＤＢ１１４と系統状態データＤＢ１１１とから算出される機器毎のデッドバンド、有効電力変動可能量、有効電力増加可能時間、リカバリー時間、リカバリー時の有効電力推定値などである。
　また、ケース時接続確立とは、想定されるケースに対し、接続の持続可否の比率を示す。例えば、図１２に示すケース時接続確立（分散電源調整力信頼度）では、ＦＲＴを持つ分散電源Ｒは、想定ケース全てに対して調整力を供給できるため、ケース時接続確立が１００％であり、ＦＲＴを持たない分散電源Ｒ２は、想定ケースの２０％しか接続ができないことが示されている。
　分散電源調整力信頼度によれば、ケース時接続確立が高いほど分散電源調整力可能量どおりに分散電源が動作することが分かるので、各分散電源の有効電力の供給可能量と確度とを正確に把握することができる。
　次に、図１３を用いて、分散電源調整力算出処理について説明する。
　図１３は、分散電源調整力算出処理に係るフローチャートの一例を示す図である。
　ステップＳ１３０１では、分散電源選定部１０３は、市場データＤＢ１１５の市場データと、分散電源調整力信頼度ＤＢ１１８の分散電源調整力信頼度と、系統モデルＤＢ１１３の系統モデルと、分散電源調整力算出パラメータＤＢ１１６の分散電源調整力算出パラメータとを読み込む。
　ステップＳ１３０２では、分散電源選定部１０３は、ケース時接続確立が所定の値（例えば、ユーザにより指定されたしきい値）より高い分散電源調整力を候補として選択する。
　ステップＳ１３０３では、分散電源選定部１０３は、確保済調整力（例えば、現時点の電力系統２１０における発電機の計測値など）を用いて周波数応動シミュレーションをする（あるケースにおける周波数の変動を模擬したベースケースを生成する）。なお、周波数応動シミュレーションについては、公知の技術を適宜に用いることができる。
　ステップＳ１３０４では、分散電源選定部１０３は、周波数応動シミュレーションにおける周波数の微分値（周波数変動率）を算出する。
　ステップＳ１３０５では、分散電源選定部１０３は、各分散電源について、ベースケースの周波数変動率に与える影響を示す分散電源寄与周波数変動率を算出する。
　ステップＳ１３０６では、分散電源選定部１０３は、調整力算出パラメータに含まれる目標周波数最低値および目標周波数安定値と周波数変動率と分散電源寄与周波数変動率とを用いて最適演算により分散電源調整力を算出する。
　ステップＳ１３０７では、分散電源選定部１０３は、分散電源調整力を出力（例えば、分散電源調整力ＤＢ１１９に格納）する。
　ここで、分散電源調整力算出パラメータＤＢ１１６に格納される分散電源調整力算出パラメータについて説明する。分散電源調整力算出パラメータは、分散電源調整力の算出に必要な目標周波数最低値と目標周波数安定値と目的関数とを含む。分散電源調整力算出パラメータを用いることにより、目的（例えば、コストを最小にする、分散電源の数を最大にする、分散電源の数を最小にする等）に合わせた分散電源調整力を算出することができる。
　ここで、図１４を用いて、分散電源調整力算出処理の詳細について説明する。
　図１４は、分散電源調整力算出処理のイメージを示す図である。
　分散電源調整力算出処理では、電力系統２１０の状態（過去の電力系統２１０の状態、現在の電力系統２１０の状態、または未来の電力系統２１０の状態の１つ以上）と確保済調整力とに基づいて算出されるステップＳ１３０３の周波数応動シミュレーション結果１４０１がベースケースとなる。周波数応動シミュレーション結果１４０１は、あるケースに対して周波数が最も落ち込む周波数最低値と、調整力（発電機の様々な制御系の働き）の影響で周波数が安定する周波数安定値とを有する。
　まず、分散電源選定部１０３は、周波数最低値に到達する時間を周波数最低値到達時間ｔ１と定義し、周波数安定値に到達する時間を周波数安定値到達時間ｔ２と定義する。
　次に、ステップＳ１３０４では、分散電源選定部１０３は、図１４に示すような周波数の微分値を近似する周波数変動率１４０２を算出する。また、周波数変動率１４０２の積分値１４０３は、ケース発生前からの周波数偏差を表す。
　ステップＳ１３０５では、分散電源選定部１０３は、周波数応動シミュレーション結果１４０１から得られる、有効電力の変動分に対する周波数の変動分の感度を用いて、分散電源寄与周波数変動率１４０４，１４０５を算出する。つまり、分散電源選定部１０３は、有効電力の供給タイミング等を指定している分散電源調整力信頼度のパラメータを、シミュレーションにより周波数変動率のデータとして変換したものを分散電源寄与周波数変動率１４０４，１４０５とする。
　ステップＳ１３０６では、分散電源選定部１０３は、以下に示す２つの制約条件を満たす最適化問題を解く。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
Figure JPOXMLDOC01-appb-I000002
　ここで、dfbase/dt[k]は、周波数変動率（例えば、周波数変動率１４０２）である。dfdra/dt[k]、dfdrn/dt[k]等は、分散電源寄与周波数変動率（例えば、分散電源寄与周波数変動率１４０４，１４０５）である。Δtは、タイムステップである。x1・・・xnは、各分散電源の調整力の確保状態を示す。予め設定された目的の目的関数に対し、上記の最適化問題を解くと、例えば周波数応動１４０６となるように、目標周波数最低値と目標周波数安定値とを満たす分散電源調整力を算出することができる。
　このように、分散電源選定部１０３は、ケース時接続確立がしきい値より高い分散電源を選定し、所定のケース（例えば、ベースケース）における周波数変動率を算出し、選定した分散電源の周波数変動率を算出し、所定のケースにおける周波数変動率を相殺するように、選定した分散電源の中から分散電源の組み合わせを特定する。
　より具体的には、周波数維持能力を上げるように目標周波数最低値（例えば、周波数最低値よりも高い値）と目標周波数安定値（例えば、周波数安定値よりも高い値）とが設定され、目標周波数最低値と目標周波数安定値とを満たす周波数応動となる分散電源の組み合わせ（分散電源調整力）を求める。かかる構成によれば、例えば、系統運用者は、周波数維持能力を上げる分散電源を把握できるようになる。
　図１５は、出力部１０４による出力の一例を示す図である。
　出力装置２０４は、例えば、コントロールセンター内の系統運用者が見るものである。出力装置２０４は、系統状態データＤＢ１１１、想定ケースリストＤＢ１１２、市場データＤＢ１１５、分散電源調整力ＤＢ１１９等のデータを表示するＧＵＩ（Graphical User Interface）を具備する。これらのデータは、表１５００として表示されてもよいし、電力系統図１５０１の上に表示されてもよいし、ログとして表示されてもよいし、地図上に表示されてもよい。
　図１５に示す例では、表１５００には分散電源調整力の一例が示され、例えば、分散電源「１」については、１．２Ｈｚの発生源で１５ＭＷ出力することで周波数維持に貢献できることが示されている。
　ここで、出力される内容は、図１５に示す内容に限られるものではない。例えば、分散電源調整力が出力（算出）されることなく、分散電源のケース時接続確立が表示されてもよいし、分散電源のケース時接続確立が出力（算出）されることなく、ケースごとの分散電源の脱落の判定結果が表示されてもよい。
　ここで、本実施の形態の効果について説明する。分散電源による調整力は、個別の機器が導入された際の規定などに基づき、必ずしも調整力として機能するとは限らなく、また調整力がある場合においても性能が電力系統２１０の状態によって違う。系統運用支援装置１００では、このような分散電源の分散電源調整力信頼度を想定ケースに対して電圧分布に応じて算出し、この分散電源調整力信頼度に基づいた最適化問題を解くことにより、電力系統２１０の運用の周波数維持に貢献できる分散電源の演算が可能になる。これにより、分散電源が周波数に貢献する価値が目的に応じて明確化されるので、例えば、系統運用者は、電力系統２１０の運用時に、分散電源を円滑に導入することができる。
（２）他の実施の形態
　なお上述の実施の形態においては、本発明を系統運用支援装置に適用するようにした場合について述べたが、本発明はこれに限らず、この他種々のシステム、装置、方法、プログラムに広く適用することができる。
　また上述の実施の形態においては、出力部１０４は、出力装置２０４に出力する場合について述べたが、本発明はこれに限らず、出力部１０４は、系統運用支援装置１００と通信可能な他の出力装置に出力するようにしてもよい。
　また上述の実施の形態においては、説明の便宜上、ＸＸテーブル、ＸＸＤＢを用いて各種のデータを説明したが、データ構造は限定されるものではなく、ＸＸ情報などと表現してもよい。
　また、上記の説明において各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、メモリや、ハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）等の記憶装置、または、ＩＣカード、ＳＤカード、ＤＶＤ等の記録媒体に置くことができる。
　また上述した構成については、本発明の要旨を超えない範囲において、適宜に、変更したり、組み替えたり、組み合わせたり、省略したりしてもよい。
　上述した構成によれば、信頼性の高い電力系統を実現することができる。
　１００……系統運用支援装置、１０１……ケース時電圧分布算出部、１０２……分散電源評価部、１０３……分散電源選定部、１０４……出力部。

Claims (7)

  1. 　電力系統への分散電源の導入を支援するための系統運用支援装置であって、
    　予め規定されたケースが発生したときの前記電力系統における母線の電圧分布を示すケース時電圧分布と、予め規定された分散電源の連系要件を示す分散電源グリッドコードとに基づいて、各ケースにおいて各分散電源が脱落するか否かを判定する分散電源評価部と、
    　前記分散電源評価部により判定された結果を出力する出力部と、
    　を備えることを特徴とする系統運用支援装置。
  2. 　前記分散電源評価部は、各分散電源について、脱落しないケースの割合をケース時接続確立として算出する、
    　ことを特徴とする請求項１に記載の系統運用支援装置。
  3. 　前記分散電源グリッドコードには、運転点の有効電力を変動可能な比率を示す有効電力変動可能比率と、運転点の有効電力を増加することができる時間を示す有効電力増加時間と、ケースが発生したときの分散電源の運転継続性能を示す運転継続性能情報とが含まれ、
    　前記分散電源評価部は、前記有効電力変動可能比率に前記電力系統の状態を示す系統状態データを適用して有効電力変動可能量を算出し、算出した有効電力変動可能量と、前記有効電力増加時間と、算出したケース時接続確立とを含む分散電源調整力信頼度を算出する、
    　ことを特徴とする請求項２に記載の系統運用支援装置。
  4. 　前記分散電源評価部により算出されたケース時接続確立がしきい値より高い分散電源を選定し、所定のケースにおける前記電力系統の周波数の変動率を示す周波数変動率を算出し、選定した分散電源について前記電力系統の周波数に寄与する周波数変動率を算出し、前記所定のケースにおける周波数変動率を相殺するように、選定した分散電源の中から分散電源の組み合わせを選定する分散電源選定部を備える、
    　ことを特徴とする請求項２に記載の系統運用支援装置。
  5. 　前記分散電源選定部は、前記所定のケースに対して前記電力系統の周波数が最も落ち込む周波数最低値に到達する時間を周波数最低値到達時間として特定し、前記電力系統の周波数が安定する周波数安定値に到達する時間を周波数安定値到達時間として特定し、前記所定のケースにおける周波数変動率と、選定した分散電源の周波数変動率と、特定した周波数最低値到達時間および周波数安定値到達時間と、予め設定された目標周波数最低値および目標周波数安定値とを制約条件とし、予め設定された目的関数に応じた分散電源の調整力を算出する、
    　ことを特徴とする請求項４に記載の系統運用支援装置。
  6. 　前記系統状態データは、現在の前記電力系統の状態、過去の前記電力系統の状態、予測された前記電力系統の状態、または検証用に想定された前記電力系統の状態の１つ以上である、
    　ことを特徴とする請求項３に記載の系統運用支援装置。
  7. 　前記分散電源グリッドコードには、前記電力系統に接続される分散電源の規定番号、年度、分散電源の発動条件、運転点の有効電力を変動するのに要する時間を示す制御遅れ時間、分散電源の発動により運転点の有効電力が変動された後に前記分散電源の待機が必要となる時間を示すリカバリー時間、前記リカバリー時間の有効電力の比率を示すリカバリー時の有効電力比率の１つ以上が含まれる、
    　ことを特徴とする請求項３に記載の系統運用支援装置。
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