JP2007295738A - 電力設備演算装置、発電システム、および電力設備演算プログラム - Google Patents
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Abstract
【解決手段】配電系統2020,2022,2024,2026,2040,2030,2032,2034,2036の系統データ、この配電系統に電圧を供給する変圧器2020の電圧データ、前記配電系統に接続される負荷の負荷データ、および、電力変換器2300を介して前記配電系統に接続される複数の発電設備2400からなる分散型発電設備の設備データが格納されているファイル手段と、前記各データを用いて前記配電系統のノード電圧を算出する電力潮流計算手段と、前記算出されたノード電圧が所定範囲になるような前記電力変換器の最大出力電圧を選択する最大出力電圧選択手段とを備える。
【選択図】図1
Description
石川「分散電源導入時の配電線電圧計測手法の開発」OHM,2000年11月号
図1は本発明の一実施形態である電力システムの構成図である。電力システム2000は、送電線2010と、電柱2060,2062,2064,2066と、電柱2060の上部に設置されており、送電線2010に接続されている柱上変圧器(変圧器)2040と、電柱2060,2062,2064,2066に懸架され、直線状に直列接続されている低圧線2020,2022,2024と、低圧線2020,2022,2024の接続点(ノード)と需要家2050,2052,2054,2056とに各々接続されている引込線2030,2032,2034,2036とを備えている。
図2において、電力設備演算装置100は、パーソナルコンピュータが代表的であり、キーボード、マウス(ポインティングデバイス)等からなる入力手段10と、CRT,LCD(液晶パネル)等からなり表示手段として機能する出力手段20と、LAN(Local Area Network)、インターネット等のネットワークに接続される通信手段25と、コンピュータであるCPU30と、ワーキングメモリとして使用され、計算プログラム,表示用の画像データ、など計算の入力データおよび出力データが一旦格納されるRAM(Random Access Memory)40と、電源投入時に起動するイニシャルプログラムローダが記憶されているROM(Read Only Memory)45と、入力データファイル60、出力ファイル70、オペレーティングシステム(OS)85、および、プログラム(アプリケーションプログラム)80が記憶されているハードディスクドライブ(HDD)90とを備え、各部がバスライン50で接続されている。
図3は、系統データ601の構成を示したものである。系統データ601では、配電系統の設備のシリアルNoである設備Noと、柱上変圧器,電柱,低圧線,引込線,需要家などの設備種別と、柱上変圧器,低圧線,引込線などの設備容量と、低圧線,引込線などの長さおよびインピーダンスと、柱上変圧器,電柱,需要家をノードで表現したときのノードNoと、低圧線,引込線をブランチで表現したときのブランチNoと、各設備の接続情報である接続設備Noと、太陽光発電などの小規模分散型電源を連系している需要家を設定する太陽光発電連系のデータ項目とを備えている。
図5は、柱上変圧器2040の2次側電圧データ603の内容を示しており、縦軸に柱上変圧器2次側電圧が示され、横軸に時刻(1日24時間分)が示されている。このデータは、過去数年分の実績を保有しており、この2次側電圧データは、日負荷変化データの変動を考慮して決められている。
図7は、太陽光発電発電データ605の内容を示し、各時刻の太陽光発電定格発電量[kW]を表したものである。縦軸に太陽光発電定格発電量を示し、横軸に時刻(1日24時間分)を示している。この太陽光発電定格発電量は、図6の日射量データ604を利用して計算されたものであり、発電量定格値は、太陽電池定格×パネル効率×日射量/日射最大値によって算出される。
図10は、電圧計算結果701の内容を示したものである。電圧計算結果701は、設備No,ノードNo,電圧計算結果[V]のデータ項目で構成されている。図11は、電流計算結果702の内容を示した図である。電流計算結果202は、設備No,ブランチNo,電流計算結果[A]のデータ項目で構成されている。各ノードの電圧は106V近辺であり、ブランチNo.によって電流が異なっていることが分かる。
図13は、インバータ設定値結果704の内容を示したものである。インバータ設定値結果704は、設備No、ノードNo、インバータ設定値の結果のデータ項目で構成されており、例えば、設備No.11の需要家のノードNo.はN3であり、インバータ設定値は107[V]に設定されている。
図14は、目的関数計算結果705を示したものである。目的関数計算結果705は、インバータ毎の電圧設定値と、そのときの目的関数値のデータで構成されており、例えば、ノードN3のインバータ電圧設定値は107[V]であり、ノードN4のインバータ電圧設定値は107[V]であり、目的関数値は10.5である。
電源投入により、ROM45に記憶されたイニシャルプログラムローダがHDD90に記憶されたOS85を起動し、入力手段10によりプログラム80の起動が指示される。図15は、本実施形態の全体処理フローを示したものである。
次に個別の処理について説明する。プログラム80の処理が開始すると(S90)、図16に示される系統解析表示画面901が出力手段20に表示される。S100のデータ入力では、解析される前記系統データ601(図3参照),日負荷変化データ602(図4参照),柱上変圧器2次側電圧603,太陽光発電発電量データ605,太陽光発電設備データ606、解析条件データ607が出力手段20に表示されるマンマシンと、入力手段10とを用いて入力される。まず、操作者が最初に解析する系統を系統作画ボタン902を入力手段10であるマウスを用いて選択し、図17に示される系統作画メニュー画面1001を表示させる。次に系統作画メニュー画面1001の柱上変圧器ボタン1002、電柱ボタン1003、低圧線ボタン1004、引込線ボタン1005、需要家ボタン1006をキーボード,マウスなどの入力手段10を用いて選択して、解析する配電系統図を作画する。
解析条件には、図18解析条件設定画面1022の中にバンク内発電量最大化のインバータ設定値ボタン1023、バンク内の需要家の発電量平均化のためのインバータ設定値ボタン1024、入力したインバータ設定値による解析ボタン1025の3つの解析メニューボタンがある。この中で、実行したい解析条件をマウスなどの入力手段10で選択する。先ほど入力した解析条件でよければ、OKボタン1026をマウスなどの入力手段10で選択する。これにより、入力したデータは解析データ607に格納される。
解析実行S110には、2つの処理フローがある。1つ目は、図21に示す最適化処理フローであり、図19の解析条件設定画面1022の中のバンク内発電量最大化のインバータ設定値ボタン1023、バンク内の需要家の発電量平均化のためのインバータ設定値ボタン1024に設定したときの解析条件時の処理フローである。2つ目は、図19の解析条件設定画面1022に入力したインバータ設定値による解析1025の解析条件の図22に示す処理フローである。
解析開始によって(S1101)、系統データ601、太陽光発電設備データ606の読込みが実行される(S1102)。S1102の処理終了後、日負荷変化データ602、柱上変圧器2次側電圧603、太陽光発電定格発電量データ605などが読み込まれる(S1103)。
次に、設定されたインバータ設定値において、時間毎に太陽光発電の発電量をゼロから定格容量まで増加させながら電力潮流計算により1日の系統電圧、電流を計算する(S1105)。さらに、このときの太陽光発電の発電量も計算する。次に、S1105の結果に対して、目的関数の計算とその結果を格納する(S1106)。この目的関数は、図19の解析条件設定画面1022の中にバンク内発電量最大化のインバータ設定値ボタン1023、バンク内の需要家の発電量平均化のためのインバータ設定値ボタン1024による解析条件の設定によって異なる。
バンク内の発電量最大化のインバータ設定値を求めるための目的関数を(1)式に示す。
N
Σ(Pn) → 最大化 (1)
n=1
Pn:n番目の太陽光発電の1日の発電量
次に、バンク内需要家の発電量の平均化のためのインバータ設定値を求めるための目的関数を(2)式に示す。
N
Σ|Pn−Ave(P)| → 最小化 (2)
n=1
Pn :n番目の太陽光発電の1日の発電量
Ave(P) :太陽光発電の発電量の平均値
次に、S1108で求めた太陽光発電の発電量を用いて、解析条件データ607の解析条件の内容により、(1)式、または(2)式で目的関数を計算する(S1109)。
S1107からS1109までの処理を、すべてのインバータとその設定値に対して実行する(S1110)。
解析開始により(S1115)、系統データ、太陽光発電設備データが読み込まれる(S1116)。次に、日負荷変化データ、柱上変圧器2次側電圧、太陽光発電定格発電量データが読み込まれる(S1117)。
次に、時間毎に太陽光発電の発電量をゼロから定格発電量まで増加させながら電力潮流計算により1日の系統電圧、電流、太陽光発電の発電量が計算される(S1118)。そして、S1118の処理終了後、解析が終了する(S1119)。
図16に示される系統解析装置表示画面901の結果表示ボタン904を選択すると、図23解析結果表示メニュー(インバータ設定値計算時)画面1201、または、図24の解析結果表示メニュー画面1207が表示される。画面1201は、図19の解析条件設定画面1022の中のバンク内発電量最大化のインバータ設定値ボタン1023、あるいは、バンク内の需要家の発電量平均化のためのインバータ設定値ボタン1024を設定し、これらの解析条件で解析した場合に表示される。
解析結果表示メニュー(インバータ設定値計算時)画面1201のインバータ設定結果ボタン1202を選択すると図25に示されるインバータ設定値と太陽光発電の発電量と目的関数の結果の画面1212が表示される。季節選択ボタン1213を用いて、季節毎のインバータ設定値、太陽光発電の発電量、目的関数が表示される。ここで、戻るボタン1204が選択されると、解析結果表示メニュー画面1201に戻る。
図29に示される太陽光発電発電量計算結果メニュー画面913より1日太陽光発電発電量計算結果914をマウスなどの入力手段10で選択すると図30の1日太陽光発電量計算結果が表示される。図30の1日太陽光発電量計算結果は、定格発電量918と解析結果の発電量919を表示する。時刻12時近辺で解析結果の発電量919が飽和していることが分かる。
m月n日発電量試算=解析結果の発電量×m月n日の日射量/解析時に利用した日射量
…(3)式
(3)式で年間発電量試算を計算するときは、日射量データは過去数年分の平均値を利用して計算し、年間最大発電量試算は、日射量データの過去数年分の中の最大値,年間最大発電量試算は、日射量データの過去数年分の中の最小値をそれぞれ利用して計算する。
第1実施形態は、インバータの電圧上昇抑制機能の設定値を組合せ最適化手法により求めたが、感度係数(インバータ連系地点の電圧の変化量/太陽光発電の発電出力の変化量)を利用した線形計画法による電力潮流計算によっても設定値を求めることができる。
具体的には、インバータの電圧上昇抑制機能の設定値をインバータ連系地点電圧として定式化する。有効電力の感度係数KPij(t)は、
KPij(t)=ΔVpinvi(t)/ΔPj(t)
=(Vpinvi(t)−Vinv0(t))/(Pj(t)−Pj0(t))
(4)
であり、無効電力の感度係数KQij(t)は、
KQij(t)=ΔVqinvi(t)/ΔQj(t)
=(Vqinvi(t)−Vinvi0(t))/(Qj(t)−Qj0(t))
(5)
である。ここで、i=1,2,3,…,n、j=1,2,3,…,n である。
このとき、インバータ連系地点電圧Vinvn(t)は、
である。
95≦Vinv(t)≦107 (i=1,2,3,…,n) (7)
操作変数は、(8)(9)式に示す太陽光発電の発電出力(有効電力)である。
0≦Pi(t)≦P0i(t) (i=1,2,3,…,n) (8)
P0i(t)=Ppv0i(t)×COSθ (9)
(0≦COSθ≦1)、(i=1,2,3,…,n)
(10)(11)式は、太陽光発電の発電出力(無効電力)である。
0≦Qi(t)≦Q0i(t) (i=1,2,3,…,n) (10)
Q0i(t)=Ppv0i(t)×SINθ (11)
=√(P2pv0i(t)−P20i(t))
(COSθ≠0)、(0≦SINθ≦1)、(i=1,2,3,…,n)
線形計画法を利用して、需要家の発電量が平均化され、または、最大化されるインバータ連系地点電圧を求める。そして、求められたインバータ連系地点電圧がインバータの電圧上昇抑制機能の設定値である。
まず、各需要家の発電出力をPj0(t)(初期値は、Pj0(t)=0),Qj0(t)(初期値はQj0(t)=0)として、このときの各連系地点電圧Vinvi0を計算する(S210)。次に、各需要家の発電出力をPj(t)=Pj0(t)+ΔPj(t)とQj(t)=Qj0(t)+ΔQj(t)として、このときの各連系地点電圧Vpinvi(t),Vqinvi(t)を計算する(S220)。
次に、S210,S220で計算された各連系地点電圧Vinvi0,Vpinvi(t),Vqinvi(t)を用いて、(5)式により感度係数KPij,KQijを算出し、感度結果706(図2参照)として記憶する(S230)。次に、S230で算出された感度係数KPij,KQijを用いて(6)式を作成し、線形計画法を用いてある需要家の連系地点電圧が制約条件(7)式の上限に達し、各需要家の発電電力のバラツキが最小となる各需要家の連系地点電圧Vinvi(t)を求める(S240)。そして、各時刻においてS210からS240までの処理を実行し、太陽光発電設備が発電している時間帯の各需要家の発電出力が平均化し、または、最大化する各需要家の連系地点電圧Vinvi(t)を求める(S250)。
本発明は前記各実施形態に限定されるものではなく、例えば以下のような種々の変形が可能である。
(1)前記各実施形態の発電システムは、太陽光発電について説明したが、風力発電にも用いることができる。この場合、発電設備は、直流発電機あるいは交流発電機となり、インバータは、直流電圧を交流電圧に変換し、あるいは交流電圧を商用電圧の交流電圧に変換する電力変換器となる。
(2)前記各実施形態は、電力設備演算装置を用いてインバータの最高出力電圧の設定値を求めて、インバータの設定値を季節毎に変更し、あるいは月毎に変更するようにしたが、電力設備演算装置で算出した設定値を通信手段25、および、これに接続された伝送線路を介してリアルタイムでインバータ2300に送信することができる。
(3)第1実施形態は、インバータの電圧上昇抑制機能の設定値を組合せ最適化手法により求め、第2実施形態では感度係数を利用した線形計画法により設定値を求めたが、その他の最適化手法によっても設定値を求めることができる。なお、線形計画法その他の最適化手法も特許請求の範囲に記載した電力潮流計算に含まれる。
20 出力手段(表示手段)
25 通信手段
30 CPU
40 RAM
45 ROM
50 バスライン
60 入力データファイル(ファイル手段)
70 出力ファイル
80 プログラム(電力設備演算プログラム)
85 OS
90 ハードディスクドライブ(HDD)
100 電力設備演算装置
601 系統データ
602 日負荷変化データ
603 2次側電圧データ
604 日射量データ
605 太陽光発電発電量データ
606 太陽光発電設備データ
607 解析条件データ
701 電圧計算結果
702 電流計算結果
703 太陽光発電出力結果
704 インバータ設定値結果
705 目的関数計算結果
801 電力潮流計算手段(電力潮流計算プログラム)
802 最大出力電圧選択手段(電圧表示プログラム)
803 インバータ設定手段(インバータ設定プログラム)
901 系統解析表示画面
902 系統作画ボタン
903 解析実行ボタン
904 結果表示ボタン
905 終了ボタン
913 太陽光発電発電量計算結果表示メニュー画面
914 1日太陽光発電発電量計算結果ボタン
915 太陽光発電の発電率結果ボタン
916 年間発電量試算結果ボタン
917 戻るボタン
918 定格発電量
919 発電量(解析結果)
920 太陽光発電発電率結果画面
921 戻るボタン
922 年間発電量試算結果画面
923 戻るボタン
1001 系統作画メニュー画面
1002 柱上変圧器ボタン
1003 電柱ボタン
1004 低圧線ボタン
1005 引込線ボタン
1006 需要家ボタン
1009 太陽光発電設備データ設定画面
1010 パネル容量入力欄
1011 パネル枚数入力欄
1012 有効電力制御ボタン
1013 進相無効電力制御ボタン
1014 インバータ容量入力欄
1015 パネル効率入力欄
1016 インバータ効率入力欄
1017 屋内配線考慮チェックボックス
1018 線種入力欄
1019 長さ入力欄
1020 OKボタン
1021 Cancelボタン
1022 解析条件設定画面
1023 バンク内発電量最大化のインバータ設定値ボタン
1024 バンク内の需要家の需要家の発電量平均化のためのインバータ設定値ボタン
1025 入力したインバータ設定値による解析ボタン
1026 Okボタン
1027 最適化解析条件設定画面
1028 タブーリスト長入力欄
1029 繰返し処理回数入力欄
1030 OKボタン
1201 解析結果表示メニュー(インバータ設定値計算時)画面
1202 インバータ設定値結果ボタン
1203 電圧計算結果ボタン
1204 電流計算結果ボタン
1205 太陽光発電発電量計算結果ボタン
1206 終了ボタン
1207 解析結果表示メニュー画面
1208 電圧計算結果ボタン
1209 電流計算結果ボタン
1210 太陽光発電発電量計算結果ボタン
1211 終了ボタン
1212 インバータ設定値と太陽光発電の発電量と目的関数の結果
1213 季節選択ボタン
1204 戻るボタン
1215 電圧・電流解析結果表示設備選択画面
1216 ノードN0(柱上変圧器)
1217 ノードN1(電柱)
1218 ブランチB1(低圧線)
1219 終了ボタン
1220 柱上変圧器電圧結果画面
1221 季節選択ボタン
1222 戻るボタン
1223 設備(電柱)電圧結果画面
1224 季節選択ボタン
1225 戻るボタン
2000 電力システム
2010 送電線
2020,2022,2024 低圧線
2030,2032,2034,2036 引込線
2060,2062,2064,2066 電柱
2050,2052,2054,2056 需要家
2100,2110 積算電力計
2200 分電盤
2300 インバータ
2400 太陽光発電設備
2500 負荷
Claims (15)
- 配電系統の系統データ、この配電系統に電圧を供給する変圧器の電圧データ、前記配電系統に接続される負荷の負荷データ、および、出力電力を最大に制御する電力変換器を介して前記配電系統に接続される複数の発電設備からなる分散型発電設備の設備データが格納されているファイル手段と、
前記各データを用いて前記配電系統のノード電圧を算出する電力潮流計算手段と、
前記算出されたノード電圧が所定範囲になるような前記電力変換器の最大出力電圧を選択する出力電圧選択手段と
を備えることを特徴とする電力設備演算装置。 - 前記出力電圧選択手段は、
前記選択された最大出力電圧の中から、前記複数の発電設備の各発電量を平均化する最大出力電圧と、前記各発電量を前記各発電設備の定格発電量で除した設備利用率を平均化する最大出力電圧と、各発電量の和を最大化する最大出力電圧との何れかを選択することを特徴とする請求項1に記載の電力設備演算装置。 - 前記設備データは、前記発電設備の発電容量、前記電力変換器の電力制御方式、前記電力変換器の出力電圧設定値の刻み幅、および、屋内配線データを含むことを特徴とする請求項1に記載の電力設備演算装置。
- 前記最大出力電圧は、電圧上昇抑制機能の整定値によって制限されることを特徴とする請求項1に記載の電力設備演算装置。
- 前記最大出力電圧は、前記電力変換器の出力電圧の変化量を前記発電設備の発電出力の変化量で除した感度係数を用いて算出されたものであることを特徴とする請求項1に記載の電力設備演算装置。
- 前記発電設備は、太陽電池を用いた太陽光発電設備であり、
前記電力変換器は、直流電圧を交流電圧に変換するインバータであり、
前記ファイル手段には、日射量が時間的に変化する日射量データが格納され、
前記発電設備データには、前記太陽電池のパネル効率が含まれる
ことを特徴とする請求項1に記載の電力設備演算装置。 - 前記ファイル手段には、日射量データと、前記太陽光発電設備のパネル容量との何れか一方または双方を利用した太陽光発電定格発電量データが格納されることを特徴とする請求項6に記載の電力設備演算装置。
- 前記各データは、年間の変動特性を考慮したデータであり、
前記出力電圧選択手段は、前記複数の発電設備の各年間発電量を平均化し、あるいは各年間発電量の和を最大化するように前記各インバータの最大出力電圧を選択することを特徴とする請求項6に記載の電力設備演算装置。 - 請求項8に記載の電力設備演算装置が算出した年間発電量データを用いて年間発電量、年間最大発電量、年間最低発電量を演算することを特徴とする電力設備演算装置。
- 配電系統の系統データ、この配電系統に電圧を供給する変圧器の電圧データ、前記配電系統に接続される負荷の負荷データ、および、出力電力を最大に制御する電力変換器を介して前記配電系統に接続される複数の発電設備からなる分散型発電設備の設備データを入力する入力手段と、
前記入力された各データを用いて前記配電系統のノード電圧を算出する電力潮流計算手段と、
前記算出されたノード電圧が所定範囲になるような前記電力変換器の最大出力電圧を選択表示する表示手段と
を備えることを特徴とする電力設備演算装置。 - 入力手段と、前記入力手段によって入力された入力データを演算するコンピュータと前記演算した演算結果を表示する表示手段とを備える電力設備演算装置であって、
前記入力手段によって入力された配電系統の系統データ、この配電系統に電圧を供給する変圧器の電圧データ、前記配電系統に接続される負荷の負荷データ、および、出力電力を最大に制御する電力変換器を介して前記配電系統に接続される複数の発電設備からなる分散型発電設備の設備データを用いて前記配電系統のノード電圧を前記コンピュータに算出させる電力潮流計算プログラムと、
前記算出されたノード電圧が所定範囲になるような前記電力変換器の最大出力電圧を前記表示手段に選択表示させる電圧表示プログラムと、
を備えることを特徴とする電力設備演算装置。 - 前記配電系統データは、直線的に直列接続された電力線のデータであり、
前記負荷は、前記電力線の複数の中間点に接続され、
前記発電設備は、前記電力線の他の中間点に電力変換器を介して接続され、
前記表示手段は、前記最大出力電圧を異なった値で表示することを特徴とする請求項10または請求項11に記載の電力設備演算装置。 - 変圧器により電圧が供給される配電系統と、
前記配電系統に接続される負荷と、
出力電力を最大に制御する電力変換器を介して前記配電系統に接続される複数の発電設備からなる分散型発電設備と、
前記配電系統の系統データ、前記変圧器の電圧データ、前記負荷の負荷データ、および、前記複数の発電設備の設備データが格納されているファイル手段と、
前記各データを用いて前記配電系統のノード電圧を算出する電力潮流計算手段と、
前記算出されたノード電圧が所定範囲になるような前記電力変換器の最大出力電圧を出力する最大出力電圧演算手段と、
前記複数の発電設備の各発電量を平均化し、あるいは、各発電量の和を最大化するように前記各電力変換器の最大出力電圧を前記電力変換器に設定する設定手段と
を備えることを特徴とする発電システム。 - 前記設定手段は、前記電力変換器と伝送線路を用いて接続されており、前記最大出力電圧が逐次設定されることを特徴とする請求項13に記載の発電システム。
- 入力手段によって入力された配電系統の系統データ、この配電系統に電圧を供給する変圧器の電圧データ、前記配電系統に接続される負荷の負荷データ、および、出力電力を最大に制御する電力変換器を介して前記配電系統に接続される複数の発電設備からなる分散型発電設備の設備データを用いて前記配電系統のノード電圧をコンピュータに算出させる電力潮流計算プログラムと、
前記算出されたノード電圧が所定範囲になるような前記電力変換器の最大出力電圧を前記表示手段に選択表示させる電圧表示プログラムと、
を備えることを特徴とする電力設備演算プログラム。
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