JP2013162563A - Power demand/supply control device and power demand/supply control method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、電力系統の周波数変動を抑制する電力需給制御装置および電力需給制御方法に関する。 The present invention relates to a power supply / demand control apparatus and a power supply / demand control method that suppress frequency fluctuations of a power system.
自然エネルギーを利用した発電機（以下「自然エネルギー発電機」という場合がある）が接続される電力系統では、自然エネルギー発電機の不確実な出力変動、および需要家群の負荷変動の結果として、電力系統の周波数変動が引き起こされる。周波数変動を抑制するために、電力需給制御装置が用いられている。従来の電力需給制御装置では、負荷側の電気機器、または電力供給側の電気事業者の有する発電機を制御する（たとえば、特許文献１および特許文献２参照）。
In a power system to which a generator using natural energy (hereinafter sometimes referred to as “natural energy generator”) is connected, as a result of uncertain output fluctuation of the natural energy generator and load fluctuation of the customer group, Frequency fluctuations of the power system are caused. In order to suppress the frequency fluctuation, a power supply / demand control apparatus is used. In a conventional power supply and demand control device, a generator of a load-side electric device or a power supply-side electric utility is controlled (see, for example,
特許文献１に開示される電力系統の周波数制御システムは、自然エネルギー発電機の電力系統への接続量を増加させるために、電力供給過多または電力供給不足の際に、広域通信手段を介して電機機器の電力消費量を制御する。これによって、電力系統の周波数制御のための調整容量の拡大を実現する。
In order to increase the amount of connection of a natural energy generator to a power system, a frequency control system for a power system disclosed in
特許文献２に開示される負荷周波数制御システムは、周波数変動に対する応動を改善するために、電気事業者の有する発電機に対して、以下のようにして出力指令値を出す。まず、地域要求量を発電機種別毎の応動特性に応じた周期成分に区分し、短周期成分を出力変化の速い発電機に配分し、中長周期成分を出力変化速度の遅い発電機に配分する。このとき、地域要求量が正の場合には出力上げ側調整容量が多いものから配分し、地域要求量が負の場合には出力下げ側調整容量が多いものから配分して、各発電機に出力指令値を出す。これによって、制御が必要な地域要求量に対する制御残が少なくなり、系統全体としての制御性が向上する。
The load frequency control system disclosed in
特許文献１に開示されるように負荷側の電気機器の電力消費量を制御する電力需給制御装置では、各電力機器の制御量が小さいので、自然エネルギー発電機の急激な出力変動、および需要家群の大きな負荷変動に対応するために、不足する調整容量を確保する必要がある。調整容量を確保するためには、大量の電気機器を同期して制御することが必要になる。このような制御を行うためには、上位の給電システムからの需給情報信号を受け取ることが可能な電気機器を大量に普及させることが必要であるが、制御効果を発揮するに至るまでの普及には時間が掛かる。
As disclosed in
また、需要家の意思を考慮せずに、周波数変動の調整容量として負荷側の電気機器を制御することは、現実的ではない。需要家の意思および負荷の重要度などを考えて制御対象を選択する構成にすると、緊急時などを除く平常時に、負荷側において調整容量を確保することができないことがある。したがって、周波数変動が生じたときの調整量を調節することが難しいという問題がある。 In addition, it is not realistic to control the load-side electric device as a frequency fluctuation adjustment capacity without taking into account the intention of the consumer. If the control target is selected in consideration of the intention of the customer and the importance of the load, the adjustment capacity may not be ensured on the load side in normal times except in an emergency. Therefore, there is a problem that it is difficult to adjust the adjustment amount when the frequency fluctuation occurs.
また、前述の特許文献２に開示されるように電力供給側の電気事業者の発電機を制御する電力需給制御装置では、周波数変動の調整容量が確保されており、この調整容量内で制御指令が与えられる。この調整容量は、周波数偏差などから制御対象エリアの需給アンバランス量として求められる地域要求量（Area Requirement；略称：ＡＲ）が正であり、かつ発電機出力を増加させる場合には、以下の値で規定される。すなわち、発電機の出力上限値と現在出力値との差分値、および発電機変化速度（ｋＷ／ｍｉｎ）と調整容量確保時間（ｍｉｎ）との積算値のうち、小さい方の値で規定される。この値は、周波数変動に対応可能な発電機に対する経済負荷配分制御においてベース指令値を指定するときに、ともに決定される。
Further, as disclosed in the above-mentioned
経済負荷配分制御は、制御周期が数分単位と比較的長く、周波数変動に対する需給制御は、制御周期が秒単位と比較的短い。したがって、周波数変動に対する需給制御は、経済負荷配分制御の制御間隔の間で実行される。周波数変動に対する需給制御の各時点では、自然エネルギー発電機の出力変動、および需要家群の負荷変動の影響によって、発電機出力が変化し、調整容量が減少していることがある。その場合に、自然エネルギー発電機に急激かつ大きな変動が発生すると、調整容量が不足して、制御が困難になるという問題がある。 Economic load distribution control has a relatively long control cycle of several minutes, and supply and demand control for frequency fluctuations has a relatively short control cycle of seconds. Therefore, the supply and demand control with respect to the frequency fluctuation is executed during the control interval of the economic load distribution control. At each point of supply and demand control with respect to frequency fluctuations, the generator output may change due to the influence of output fluctuations of the natural energy generator and load fluctuations of the customer group, and the adjustment capacity may decrease. In that case, when a sudden and large fluctuation occurs in the natural energy generator, there is a problem that the adjustment capacity is insufficient and the control becomes difficult.
本発明の目的は、電力系統の周波数変動を比較的容易に抑制することができる電力需給制御装置および電力需給制御方法を提供することである。 An object of the present invention is to provide a power supply / demand control apparatus and a power supply / demand control method that can relatively easily suppress frequency fluctuations of a power system.
本発明の電力需給制御装置は、複数の発電機と、前記複数の発電機が接続される電力系統とを備える電力需給システムに設けられる電力需給制御装置であって、前記電力系統に接続され、自然エネルギーを利用して発電を行う自然エネルギー発電機の出力変動、および前記電力系統に接続される需要家群の負荷変動の少なくとも一方の変動が生じると推定される時間帯である変動時間帯を表す変動時間帯情報と、各前記発電機の出力帯に関する出力帯情報とを予め記憶する記憶手段と、前記記憶手段に記憶される前記変動時間帯情報に基づいて、現在時刻が前記変動時間帯に該当するか否かを判定する変動時間帯判定手段と、前記変動時間帯判定手段によって前記変動時間帯に該当すると判定されると、前記電力系統の周波数変動を調整するための周波数調整容量を増加させるように、前記複数の発電機を制御する制御手段とを備え、前記制御手段は、前記複数の発電機の中から、前記周波数調整容量を増加させるために出力を変更可能な増加用発電機と、前記増加用発電機の出力の変更に対応して出力を変更可能な対応用発電機とを選択し、選択した前記増加用発電機に必要な出力の変更量と前記対応用発電機が対応可能な出力の変更量とをそれぞれ算出し、算出した前記変更量に基づいて、前記増加用発電機と前記対応用発電機との間で持ち替える出力量の目標となる出力持替え量を算出する出力持替え量算出手段と、前記出力持替え量算出手段によって算出された前記出力持替え量と、前記記憶手段に記憶される前記増加用発電機および前記対応用発電機の前記出力帯情報とに基づいて、前記増加用発電機と前記対応用発電機との間で前記出力持替え量の出力が入れ替わるように前記増加用発電機および前記対応用発電機を制御する出力持替え制御信号を作成する制御信号作成手段とを備えることを特徴とする。 The power supply and demand control device of the present invention is a power supply and demand control device provided in a power supply and demand system comprising a plurality of generators and a power system to which the plurality of generators are connected, and is connected to the power system, A fluctuation time zone that is a time zone in which at least one of a fluctuation in output of a natural energy generator that generates power using natural energy and a load fluctuation in a customer group connected to the power system is estimated to occur Based on the variable time zone information stored in the storage means, the storage means for storing in advance the variable time zone information to be expressed and the output band information relating to the output band of each of the generators. If it is determined by the fluctuation time zone determination means that the fluctuation time zone falls within the fluctuation time zone, the frequency fluctuation of the power system is adjusted. Control means for controlling the plurality of generators so as to increase a frequency adjustment capacity for the control, and the control means outputs an output for increasing the frequency adjustment capacity from among the plurality of generators. The change amount of the output required for the selected increase generator is selected by selecting a changeable increase generator and a corresponding generator whose output can be changed in response to a change in the output of the increase generator. And an output change amount that can be handled by the corresponding generator, and based on the calculated change amount, an output amount target to be exchanged between the increase generator and the corresponding generator, An output change amount calculating means for calculating the output change amount, the output change amount calculated by the output change amount calculating means, the increase generator stored in the storage means, and the countermeasure The output band information of the generator and Based on this, an output change control signal is generated to control the increase generator and the corresponding generator so that the output change amount output is switched between the increase generator and the corresponding generator. And a control signal generating means.
本発明の電力需給制御方法は、複数の発電機と、前記複数の発電機が接続される電力系統とを備える電力需給システムにおける電力需給制御方法であって、前記電力系統に接続され、自然エネルギーを利用して発電を行う自然エネルギー発電機の出力変動、および前記電力系統に接続される需要家群の負荷変動の少なくとも一方の変動が生じると推定される時間帯である変動時間帯を表す変動時間帯情報と、各前記発電機の出力帯に関する出力帯情報とを予め記憶する記憶ステップと、前記記憶ステップで記憶された前記変動時間帯情報に基づいて、現在時刻が前記変動時間帯に該当するか否かを判定する変動時間帯判定ステップと、前記変動時間帯判定ステップで前記変動時間帯に該当すると判定されると、前記電力系統の周波数変動を調整するための周波数調整容量を増加させるように、前記複数の発電機を制御する制御ステップとを備え、前記制御ステップは、前記複数の発電機の中から、前記周波数調整容量を増加させるために出力を変更可能な増加用発電機と、前記増加用発電機の出力の変更に対応して出力を変更可能な対応用発電機とを選択し、選択した前記増加用発電機に必要な出力の変更量と前記対応用発電機が対応可能な出力の変更量とをそれぞれ算出し、算出した前記変更量に基づいて、前記増加用発電機と前記対応用発電機との間で持ち替える出力量の目標となる出力持替え量を算出する出力持替え量算出ステップと、前記出力持替え量算出ステップで算出された前記出力持替え量と、前記記憶ステップで記憶された前記増加用発電機および前記対応用発電機の前記出力帯情報とに基づいて、前記増加用発電機と前記対応用発電機との間で前記出力持替え量の出力が入れ替わるように前記増加用発電機および前記対応用発電機を制御する出力持替え制御信号を作成する制御信号作成ステップとを備えることを特徴とする。 An electric power supply and demand control method of the present invention is an electric power supply and demand control method in an electric power supply and demand system comprising a plurality of generators and an electric power system to which the plural generators are connected, and is connected to the electric power system and is connected to natural energy. Fluctuation representing a fluctuation time zone, which is a time zone in which at least one of fluctuations in output of a natural energy generator that generates electricity using power and load fluctuations of a customer group connected to the power system is estimated to occur Based on the time zone information and the output time zone information related to the output time zone of each generator, and the time zone information stored in the memory step, the current time corresponds to the time zone If it is determined in the fluctuation time zone determination step that determines whether or not to perform, and the fluctuation time zone determination step corresponds to the fluctuation time zone, the frequency fluctuation of the power system is adjusted. A control step for controlling the plurality of generators so as to increase a frequency adjustment capacity for performing the control, wherein the control step outputs an output for increasing the frequency adjustment capacity from among the plurality of generators. The change of the output required for the selected increase generator is selected by selecting the increase generator that can change the output and the corresponding generator that can change the output corresponding to the change of the output of the increase generator An amount of output and an output change amount that can be handled by the corresponding generator, and based on the calculated change amount, an output amount target to be exchanged between the increase generator and the corresponding generator The output change amount calculating step for calculating the output change amount to be, the output change amount calculated in the output change amount calculating step, the increase generator stored in the storing step, and the correspondence Power generation Based on the output band information, the increase generator and the response generator are controlled so that the output change amount output is switched between the increase generator and the response generator. And a control signal generation step of generating an output transfer control signal.
本発明の電力需給制御装置によれば、現在時刻が変動時間帯に該当すると変動時間帯判定手段によって判定されると、周波数調整容量を増加させるように制御手段によって複数の発電機が制御される。このとき、制御手段の出力持替え量算出手段によって、複数の発電機の中から増加用発電機と対応用発電機とが選択され、増加用発電機に必要な出力の変更量と、対応用発電機が対応可能な出力の変更量とが算出され、算出された変更量に基づいて、増加用発電機と対応用発電機との間の出力持替え量が算出される。算出された出力持替え量と、増加用発電機および対応用発電機の出力帯情報とに基づいて、増加用発電機と対応用発電機との間で出力持替え量の出力が入れ替わるように出力持替え制御信号が作成される。 According to the power supply and demand control apparatus of the present invention, when the current time falls within the variable time zone and is determined by the variable time zone determining means, the plurality of generators are controlled by the control means so as to increase the frequency adjustment capacity. . At this time, the output change amount calculation means of the control means selects the increase generator and the corresponding generator from the plurality of generators, and the output change amount necessary for the increase generator and the corresponding The output change amount that can be handled by the generator is calculated, and the output change amount between the increase generator and the corresponding generator is calculated based on the calculated change amount. Based on the calculated output change amount and the output band information of the increase generator and the corresponding generator, the output change amount output is switched between the increase generator and the corresponding generator. An output transfer control signal is generated.
これによって、増加用発電機および対応用発電機の出力を、それらの現在の運転状況に合わせて持替えるようにすることができるので、周波数調整容量を周波数変動に対応可能なように容易に増加させることができる。たとえば、周波数調整容量が所期の値から減少している場合には、周波数調整容量が所期の値になるように、周波数変動容量を増加させることができる。また、たとえば、電力系統に接続される自然エネルギー発電機の出力変動、または、電力系統に接続される需要家群の負荷変動によって、比較的大きい周波数変動が電力系統に生じていると推定される場合には、それに対応可能なように周波数調整容量を増加させることができる。したがって、電力系統の周波数変動を比較的容易に抑制することができる。 As a result, the output of the generator for increase and the generator for response can be changed according to their current operating conditions, so the frequency adjustment capacity can be easily increased to accommodate frequency fluctuations. Can be made. For example, when the frequency adjustment capacity has decreased from the expected value, the frequency fluctuation capacity can be increased so that the frequency adjustment capacity becomes the expected value. In addition, for example, it is estimated that relatively large frequency fluctuations are generated in the power system due to output fluctuations of a natural energy generator connected to the power system or load fluctuations of a customer group connected to the power system. In some cases, the frequency adjustment capacity can be increased so that it can be accommodated. Therefore, frequency fluctuations in the power system can be suppressed relatively easily.
本発明の電力需給制御方法によれば、増加用発電機および対応用発電機の出力を、それらの現在の運転状況に合わせて持替えるようにすることができるので、周波数調整容量を周波数変動に対応可能なように容易に増加させることができる。したがって、電力系統の周波数変動を比較的容易に抑制することができる。 According to the power supply and demand control method of the present invention, the output of the increase generator and the corresponding generator can be changed according to their current operating conditions, so that the frequency adjustment capacity can be changed to a frequency fluctuation. It can be easily increased to accommodate. Therefore, frequency fluctuations in the power system can be suppressed relatively easily.
＜第１の実施の形態＞
図１は、本発明の第１の実施の形態である電力需給制御装置１を備える電力需給システム１０の構成を示すブロック図である。電力需給システム１０は、電力需給制御装置１、複数の発電機群２Ａ〜２Ｃ、発電機出力センサ４、送配電系統５、需要家群６、偏差センサ７、他の送配電系統（以下「他系統」という場合がある）８および中央給電指令装置９を備えて構成される。
<First Embodiment>
FIG. 1 is a block diagram illustrating a configuration of a power supply /
本実施の形態では、電力需給システム１０は、３つの発電機群、すなわち第１発電機群２Ａ、第２発電機群２Ｂおよび第３発電機群２Ｃを備える。以下の説明において、第１〜第３発電機群２Ａ〜２Ｃを区別しないで示す場合は、「発電機群２Ａ〜２Ｃ」ということがある。第１〜第３発電機群２Ａ〜２Ｃは、電力需給制御装置１の制御対象となる送配電系統５に接続される。
In the present embodiment, the power supply and
第１発電機群２Ａは、複数の発電機３Ａを備える。図１では、理解を容易にするために、第１発電機群２Ａを構成する複数の発電機３Ａのうち、１つの発電機３Ａのみを図示し、残りの発電機３Ａについては記載を省略している。第１発電機群２Ａを構成する各発電機３Ａは、周波数変動に対する調整対象の発電機であり、電力需給制御装置１を用いて制御することによって、出力を増加させる発電機である。
The
第２発電機群２Ｂは、複数の発電機３Ｂを備える。図１では、理解を容易にするために、第２発電機群２Ｂを構成する複数の発電機３Ｂのうち、１つの発電機３Ｂのみを図示し、残りの発電機３Ｂについては記載を省略している。第２発電機群２Ｂを構成する各発電機３Ｂは、周波数変動に対する調整対象の発電機であり、電力需給制御装置１を用いて制御することによって、出力を減少させる発電機である。
The
第３発電機群２Ｃは、複数の発電機３Ｃを備える。図１では、理解を容易にするために、第３発電機群２Ｃを構成する複数の発電機３Ｃのうち、１つの発電機３Ｃのみを図示し、残りの発電機３Ｃについては記載を省略している。第３発電機群２Ｃを構成する各発電機３Ｃは、周波数変動に対する調整対象ではない、すなわち調整非対象の発電機である。
The third generator group 2C includes a plurality of generators 3C. In FIG. 1, for ease of understanding, only one
各発電機群２Ａ〜２Ｃを構成する各発電機３Ａ〜３Ｃは、電力供給側である電気事業者の発電機であり、電力需給制御装置１によって制御される。電力需給制御装置１の制御対象となる各発電機群２Ａ〜２Ｃを構成する各発電機３Ａ〜３Ｃは、本実施の形態では、火力発電機である。
Each generator 3A-3C which comprises each
電力需給制御装置１は、制御用通信回線１４を介して、各発電機群２Ａ〜２Ｃを構成する各発電機３Ａ〜３Ｃに接続される。電力需給制御装置１は、制御用通信回線１４を介して、各発電機群２Ａ〜２Ｃの各発電機３Ａ〜３Ｃに制御指令を与える。電力需給制御装置１は、各発電機３Ａ〜３Ｃに制御指令を与えることによって、各発電機３Ａ〜３Ｃの出力を制御する。これによって、周波数変動のための調整容量を増大する。
The power supply /
発電機出力センサ４は、各発電機群２Ａ〜２Ｃを構成する各発電機３Ａ〜３Ｃに対応して複数設けられる。具体的には、発電機出力センサ４は、各発電機３Ａ〜３Ｃに１対１に対応して、発電機３Ａ〜３Ｃと同数が設けられる。各発電機出力センサ４は、対応する各発電機３Ａ〜３Ｃに接続されるとともに、出力計測用通信回線１１を介して、電力需給制御装置１に接続される。各発電機出力センサ４は、対応する各発電機３Ａ〜３Ｃの出力値を計測する。発電機出力センサ４は、計測した出力値を表す情報（以下「出力値情報」という場合がある）を、出力計測用通信回線１１を介して、電力需給制御装置１に与える。
A plurality of
送配電系統５は、他系統８と連系線１５によって接続される。送配電系統５は、電力系統に相当する。需要家群６は、発電機群２Ａ〜２Ｃによって発電された発電電力を消費する負荷として、送配電系統５に接続される。需要家群６には、自然エネルギーを利用して発電を行う自然エネルギー発電機、たとえば太陽光発電機または風力発電機が含まれる。需要家群６に含まれる自然エネルギー発電機は、本実施の形態では、電力需給制御装置１の制御対象とはならない。自然エネルギー発電機の不確実な出力変動、および需要家群６の負荷変動の結果として、電力系統である送配電系統５の周波数変動が引き起こされる。
The power transmission /
偏差センサ７は、送配電系統５に接続されるとともに、偏差計測用通信回線１２を介して、電力需給制御装置１に接続される。偏差センサ７は、たとえば連系線潮流偏差および周波数偏差を計測する。連系線潮流偏差とは、予め定める連系線潮流値からの連系線１５を流れる潮流の変化量のことである。周波数偏差とは、予め定める定格周波数からの送配電系統５の周波数の変化量のことである。偏差センサ７は、計測した連系線潮流偏差および周波数偏差を表す情報（以下「偏差情報」という場合がある）を、偏差計測用通信回線１２を介して、電力需給制御装置１に与える。
The
中央給電指令装置９は、指令用通信回線１３を介して、電力需給制御装置１に接続される。中央給電指令装置９は、中央給電指令所に設置される。中央給電指令装置９は、経済負荷配分制御機能または負荷周波数制御機能によって、出力値であるベース指令値を決定し、決定したベース指令値に対する周波数変動調整制御量を、指令用通信回線１３を介して、電力需給制御装置１に与える。
The central power
具体的には、中央給電指令装置９は、各発電機群２Ａ〜２Ｃに属する各発電機３Ａ〜３Ｃに対して、比較的長周期の負荷変動成分、たとえば十数分以上の周期の負荷変動成分については、予測可能な成分とし、負荷予測値に基づいて、発電機間の経済的な出力配分を考慮した経済負荷配分制御機能によって、出力値であるベース指令値を決定する。中央給電指令装置９は、比較的短周期の負荷変動成分、たとえば数分〜十数分までの周期の負荷変動成分に対しては、予測が困難であるので、変動が発生してからフィードバックして制御する負荷周波数制御機能によって、ベース指令値に対する周波数変動調整制御量を決定する。
Specifically, the central power
図２は、電力需給制御装置１を実現する計算機２０の構成を示す図である。計算機２０は、記憶部２１、データベース部２２、演算処理部２３、受信部２４および送信部２５を備える。記憶部２１、データベース部２２、演算処理部２３、受信部２４および送信部２５は、データバス２６にそれぞれ接続されている。記憶部２１、データベース部２２、演算処理部２３、受信部２４および送信部２５は、データバス２６を介して、データの送受を行う。
FIG. 2 is a diagram illustrating a configuration of the
記憶部２１は、ハードディスク・ドライブ（Hard Disk Drive；略称：ＨＤＤ）またはメモリによって実現される。演算処理部２３は、中央演算処理装置（Central Processing Unit；略称：ＣＰＵ）によって実現される。
The
図３は、本発明の第１の実施の形態である電力需給制御装置１の構成を示すブロック図である。電力需給制御装置１は、装置本体３０とデータ格納部３１とを備えて構成される。装置本体３０は、データ入力部３２、データ設定部３３、出力変動時間帯判定部３４、出力持替え量算出部３５、制御指令値作成部３６、および制御指令値出力部３７を備えて構成される。
FIG. 3 is a block diagram showing the configuration of the power supply /
装置本体３０を構成するデータ入力部３２、データ設定部３３、出力変動時間帯判定部３４、出力持替え量算出部３５、制御指令値作成部３６および制御指令値出力部３７は、データ格納部３１に格納されているデータを読出し、またはデータ格納部３１にデータを格納する。
The
データ入力部３２は、発電機出力センサ４から与えられる出力値情報、偏差センサ７から与えられる偏差情報、中央給電指令装置９から与えられるベース指令値、周波数変動調整制御量、および発電機の性能に関するデータを含む給電関連情報などを、データ格納部３１に格納する。
The
データ設定部３３は、データ格納部３１から、各発電機３Ａ〜３Ｃの出力持替え制御量の演算に必要なデータを取出して設定する。
The
出力変動時間帯判定部３４は、記憶部２１によって実現されるメモリに予め記憶される変動時間帯情報に基づいて、現在時刻が、後述する変動時間帯に該当するか否かを判定する。変動時間帯情報は、変動時間帯を表す。出力変動時間帯判定部３４は、変動時間帯判定手段に相当する。
The output fluctuation time
出力持替え量算出部３５は、各発電機３Ａ〜３Ｃの出力持替え制御量の演算に必要なデータに基づいて、出力持替え制御量を算出する。出力持替え量算出部３５は、算出結果をデータ格納部３１に格納する。出力持替え量算出部３５は、出力持替え量算出手段に相当する。
The output change
制御指令値作成部３６は、出力持替え量算出部３５による算出結果と、ベース指令値および補正量などの設定データとから、制御指令値を作成する。制御指令値作成部３６は、作成した制御指令値をデータ格納部３１に格納する。制御指令値は、出力持替え制御信号に相当する。
The control command
制御指令値出力部３７は、データ格納部３１から制御指令値を読出す。制御指令値出力部３７は、読出した制御指令値を、制御用通信回線１４を介して各発電機３Ａ〜３Ｃに送出する。
The control command
データ格納部３１は、データ設定部３３によって設定された種々の設定データと、出力持替え量算出部３５による算出結果と、制御指令値作成部３６によって作成された制御指令値とをそれぞれ格納する。
The
図３に示す電力需給制御装置１の各部は、図２に示す計算機２０の各部によって実現される。データ入力部３２は、受信部２４によって実現される。制御指令値出力部３６は、送信部２５によって実現される。出力変動時間帯判定部３４、出力持替え量算出部３５および制御指令値作成部３６は、計算機２０の記憶部２１に記憶させて保存、または伝送媒体を介して読込み保存することによって、演算処理部２３において計算機２０の内部処理として実現する。データ格納部３１は、データベース部２２上に実現する。データ格納部３１は、記憶手段に相当する。
Each part of the power supply and
図４および図５は、本発明の第１の実施の形態である電力需給制御装置１における電力需給制御処理に関する処理手順を示すフローチャートである。電力需給制御装置１に電力が供給されると、図４および図５に示すフローチャートの処理手順が開始され、ステップａ１に移行する。
FIG. 4 and FIG. 5 are flowcharts showing a processing procedure related to the power supply / demand control process in the power supply /
ステップａ１において、データ設定部３３は、設定データ読込み処理を行う。具体的には、データ設定部３３は、データ格納部３１から、設定データとして、発電機機器データおよび初期設定データを読込む。発電機機器データおよび初期設定データは、データ設定部３３で必要なデータとして、データ入力部３２によって取得されて、データ格納部３１に格納される。
In step a1, the
発電機機器データは、各発電機３Ａ〜３Ｃにおける１つ以上の出力帯に関する出力帯情報、たとえば出力上限値、出力下限値および出力変化速度などであり、電力需給制御装置１による電力需給制御処理に必要なデータである。表１に、発電機機器データのデータ形式の一例を示す。
The generator equipment data is output band information relating to one or more output bands in each of the generators 3A to 3C, for example, an output upper limit value, an output lower limit value, an output change rate, and the like, and the power supply / demand control process by the power supply /
表１では、発電機Ｎｏが「１」である第１発電機（以下「Ａ発電機」という場合がある）３Ａに２つの出力帯が存在し、発電機Ｎｏが「２」である第２発電機（以下「Ｂ発電機」という場合がある）３Ｂ、および発電機Ｎｏが「３」である第３発電機（以下「Ｃ発電機」という場合がある）３Ｃに３つの出力帯が存在する場合を示している。 In Table 1, there are two output bands in the first generator 3A having the generator No. “1” (hereinafter sometimes referred to as “A generator”) 3A, and the second generator No. being “2”. There are three output bands in the generator (hereinafter sometimes referred to as “B generator”) 3B and the third generator (hereinafter also referred to as “C generator”) 3C in which the generator No. is “3”. Shows when to do.
表１において、存在しない出力帯に対する出力上限値、出力下限値および出力変化速度の欄には、記号「−」を記載している。出力帯は、出力が小さい方から昇順に、出力帯番号（出力帯Ｎｏ）として１、２、３、…を対応付けて、第１出力帯、第２出力帯、第３出力帯、…ということとする。出力変化速度の値は、出力変化速度情報に相当する。出力変化速度を含む発電機機器データを、データ入力部３２によって取得して、データ格納部３１に格納することは、記憶ステップに相当する。
In Table 1, in the columns of the output upper limit value, the output lower limit value, and the output change rate for the output band that does not exist, the symbol “-” is described. The output bands are associated with output band numbers (output band No) 1, 2, 3,... In ascending order from the smallest output, and are referred to as a first output band, a second output band, a third output band,. I will do it. The value of the output change rate corresponds to the output change rate information. Acquiring the generator device data including the output change rate by the
初期設定データは、自系統の系統定数と、自然エネルギー発電機の出力変動の大きさを判定するための閾値（以下「変動判定閾値」という）と、周波数調整容量の確保に必要な時間（以下「周波数調整容量確保時間」という）と、変動時間帯とを含む。「変動時間帯」とは、需要家群６に含まれる自然エネルギー発電機の出力変動および需要家群６の負荷変動の少なくとも一方の変動が生じると推定される時間帯である。表２および表３に、初期設定データのデータ形式の一例を示す。
The initial setting data includes the system constant of the own system, a threshold for determining the magnitude of output fluctuation of the natural energy generator (hereinafter referred to as “variation determination threshold”), and the time required for securing the frequency adjustment capacity (hereinafter referred to as “the frequency adjustment capacity”). "Frequency adjustment capacity securing time") and fluctuation time zone. The “variation time zone” is a time zone in which at least one of the output fluctuation of the natural energy generator included in the
表２には、系統定数、変動判定閾値および周波数調整容量確保時間を示している。表３には、変動時間帯の開始時刻と終了時刻とを、１時間単位で示している。変動時間帯は、たとえば自然エネルギー発電機の出力変動の変動時間帯である場合は、次のようにして推定される。 Table 2 shows system constants, fluctuation determination threshold values, and frequency adjustment capacity securing time. Table 3 shows the start time and end time of the variable time zone in units of one hour. For example, when the fluctuation time zone is a fluctuation time zone of output fluctuation of the natural energy generator, it is estimated as follows.
過去数年分もしくはそれ以上の年数分の需要実績データまたは自然エネルギー発電機の出力実績データを、ウェーブレット変換などの周期成分に分解して分析する方法を用いて、数分〜十数分の領域の成分の大きさを抽出する。需要実績データおよび出力実績データは、いずれも、少なくとも１分周期かそれより短い周期で計測したデータである。 Using the method of analyzing the demand record data for the past several years or more or the output record data of the natural energy generator into periodic components such as wavelet transform, the range of minutes to a few dozen Extract the component size. Both the demand record data and the output record data are data measured at least at a cycle of 1 minute or shorter.
変動時間帯が需要実績データに基づいて推定されたものであるとき、主に太陽光または風力といった自然エネルギーを利用した自然エネルギー発電機の出力を負荷側計測データとして含んでいる場合は、天候などの気象条件との相関をさらに分析すると、自然エネルギー発電機の出力の影響を受けて変動の大きい時間帯を推定することができる。 When the fluctuation time zone is estimated based on actual demand data, if the output of a natural energy generator that uses natural energy such as sunlight or wind power is included as load-side measurement data, the weather, etc. When the correlation with the weather conditions is further analyzed, it is possible to estimate a time zone with a large fluctuation under the influence of the output of the natural energy generator.
自然エネルギー発電機の出力は、主として気象条件に左右されるので、初期設定データは、最新の気象条件に合わせて見直して与えられる。初期設定データは、出力変動時間帯判定部３４で必要となるデータとして、データ入力部３２によって取得されて、データ格納部３１に格納される。
Since the output of the natural energy generator mainly depends on the weather conditions, the initial setting data is given by reviewing according to the latest weather conditions. The initial setting data is acquired by the
ステップａ１における発電機機器データおよび初期設定データの読込み処理では、データベース部２２によって実現されるデータ格納部３１に格納されている発電機機器データおよび初期設定データから、電力需給制御処理を実行するにあたって必要なデータが取出される。そして、記憶部２１によって実現されるメモリに格納される変数が初期化されて、取出されたデータの値がセットされる。このとき、図４および図５に示すフローチャートの一連の制御処理によって最終的に求められる、各発電機に対する周波数変動調整容量の修正量を格納する変数は、まだ算出されていないので、記憶部２１によって実現されるメモリに格納される変数を「０」として、初期化しておく。発電機機器データおよび初期設定データの読込み処理が終了すると、ステップａ２に移行する。
In the reading process of the generator device data and the initial setting data in step a1, the power supply / demand control process is executed from the generator device data and the initial setting data stored in the
ステップａ２において、出力変動時間帯判定部３４は、記憶部２１によって実現されるメモリに格納される変動時間帯のセットを参照して、現在時刻が変動時間帯に該当するか否かを判定する。メモリに記憶される変動時間帯のセットは、変動時間帯情報に相当し、ステップａ２は、変動時間帯判定ステップに相当する。ステップａ２において、変動時間帯に該当すると判定された場合は、ステップａ３に移行し、変動時間帯に該当しないと判定された場合は、全ての処理手順を終了する。
In step a2, the output fluctuation time
本実施の形態では、ステップａ２において、出力変動時間帯判定部３４によって、現在時刻が変動時間帯に該当するか否かを判定するようにしているが、これに限定されず、たとえば、電力需給制御システム１０の操作者による手動設定に基づいて前記判定を行うようにしてもよい。この場合、操作者は、不図示の操作部を操作することによって、現在時刻が変動時間帯に該当するか否かを手動で設定する。
In the present embodiment, in step a2, the output fluctuation time
ステップａ３において、データ設定部３３は、データベース部２２によって実現されるデータ格納部３１に格納されている発電機状態データおよび系統状態データを取出す。次いで、データ設定部３３は、記憶部２１によって実現されるメモリに格納されている変数を初期化して、取出したデータの値をセットする。系統状態データおよび発電機状態データは、データ設定部３３で必要なデータとして、データ入力部３２によって取得されて、データ格納部３１に格納される。
In step a <b> 3, the
系統状態データは、偏差センサ７によって計測された連系線潮流偏差および周波数偏差に関する計測データから成る。表４に、系統状態データのデータ形式の一例を示す。
The system state data consists of measurement data relating to the interconnection current flow deviation and the frequency deviation measured by the
発電機状態データは、発電機出力センサ４によって計測された発電機３Ａ〜３Ｃに関する計測データと、運用に際して電力需給制御システム１０の操作者が設定している現在設定値とから成る。表５に、発電機状態データのデータ形式の一例を示す。
The generator state data includes measurement data related to the generators 3A to 3C measured by the
表５では、「周波数変動に対する調整対象発電機」の欄に、複数の発電機３Ａ〜３Ｃのうち、周波数変動の調整に参加する電力需給制御の対象の発電機である調整対象発電機については「１」を記載し、調整対象発電機でない、すなわち電力需給制御の対象外の発電機については「０」を記載する。また、発電機が現在存在している出力帯の番号（以下「出力帯Ｎｏ」という場合がある）を表５の最終列の「現在出力帯」の欄に示す。各出力帯Ｎｏに対応する出力帯の特性は、対応する発電機の発電機機器データにおいて、該当する出力帯Ｎｏの欄を参照すればよい。系統状態データおよび発電機状態データの読込み処理が終了すると、ステップａ４に移行する。 In Table 5, in the column “Adjustment Target Generator for Frequency Variation”, among the plurality of generators 3A to 3C, the adjustment target generator that is the target generator for power supply and demand control that participates in the adjustment of frequency variation. “1” is described, and “0” is described for a generator that is not an adjustment target generator, that is, a generator that is not subject to power supply and demand control. Further, the number of the output band in which the generator is present (hereinafter sometimes referred to as “output band No”) is shown in the “current output band” column of the last column of Table 5. The characteristics of the output band corresponding to each output band No. may be referred to the corresponding output band No. column in the generator device data of the corresponding generator. When the reading process of the system state data and the generator state data is completed, the process proceeds to step a4.
ステップａ４において、出力持替え量算出部３５は、需要家群６に含まれる自然エネルギー発電機の出力変動および需要家群６の負荷変動の少なくとも一方の変動が発生したか否かを判断する。具体的には、出力持替え量算出部３５は、電力需給制御動作の動作時間内に、自然エネルギー発電機の出力変動および需要家群６の負荷変動の少なくとも一方の変動が発生したか否かを判断する。これは、電力需給制御動作中に出力変動および負荷変動のいずれかの変動が発生したときに、電力需給制御動作を継続すると、変動に対応して発電機３Ａ〜３Ｃである火力発電機の出力を追随させる負荷周波数制御と逆の制御動作を起こすためである。
In step a4, the output change
本実施の形態では、負荷周波数制御は、周波数バイアス連系線電力制御（Tie line Bias Control；略称：ＴＢＣ）方式によって行われる。ＴＢＣ方式では、偏差センサ７によって計測される連系線潮流偏差と周波数偏差とから、制御対象エリアとなる自系統の需給アンバランス量を地域要求量（Area Requirement；略称：ＡＲ）として求めて、ＡＲに応じて発電機の出力を制御する。ＡＲ（ＭＷ）は、以下の式（１）によって求められる。式（１）において、Ｋは系統定数（ＭＷ／Ｈｚ）を示し、ΔＦは周波数偏差（Ｈｚ）を示し、ΔＰＴは連系線潮流偏差（ＭＷ）を示す。
In the present embodiment, the load frequency control is performed by a frequency bias interconnection power control (Tie line Bias Control; abbreviation: TBC) method. In the TBC method, the supply / demand imbalance amount of the own system, which is the control target area, is calculated as an area requirement (Area Requirement; abbreviated as AR) from the interconnection power flow deviation and the frequency deviation measured by the
変動が発生したか否かの判断は、ＡＲを求めて、ＡＲと変動判定閾値とを比較することによって行われる。ＡＲが変動判定閾値以上である場合は、変動が発生したと判断されて、全ての処理手順を終了し、ＡＲが変動判定閾値未満である場合は、変動が発生していないと判断されて、ステップａ５に移行する。 The determination as to whether or not a change has occurred is made by obtaining AR and comparing the AR with a change determination threshold value. If AR is greater than or equal to the variation determination threshold, it is determined that variation has occurred, and all processing procedures are terminated. If AR is less than the variation determination threshold, it is determined that variation has not occurred, Control goes to step a5.
ステップａ５において、出力持替え量算出部３５は、電力需給制御のための処理対象となる調整対象発電機（以下「対象発電機」という場合がある）のうち、未選択であるものがあるか否かを判断する。ここで、処理対象となる対象発電機は、周波数変動に対して出力調整可能な負荷周波数制御の対象となる対象発電機である。
In step a5, the output change
負荷周波数制御の対象発電機であるか否かは、発電機状態データの「周波数変動に対する調整対象発電機」の項目の変数によって判別できる。この変数が「１」である場合は、負荷周波数制御の対象発電機であると判断され、変数が「０」である場合は、負荷周波数制御の非対象の発電機であると判断される。 Whether or not the generator is a target generator for load frequency control can be determined by a variable in the item “Adjustment target generator for frequency fluctuation” in the generator state data. When this variable is “1”, it is determined that it is a target generator for load frequency control, and when this variable is “0”, it is determined that it is a non-target generator for load frequency control.
ステップａ５において、未選択の対象発電機があると判断されると、ステップａ６の対象発電機選択処理に移行し、未選択の対象発電機が無いと判断されると、図５に示すステップａ１０の持替え発電機選択処理に移行する。ステップａ６において、出力持替え量算出部３５は、未選択の対象発電機の中から、１台の発電機を選択する。発電機が選択されると、ステップａ７に移行する。
If it is determined in step a5 that there is an unselected target generator, the process proceeds to the target generator selection process in step a6. If it is determined that there is no unselected target generator, step a10 shown in FIG. It shifts to the change-over generator selection process. In step a6, the output shift
ステップａ７において、出力持替え量算出部３５は、選択した発電機（以下「選択発電機」という場合がある）の現在の状態に基づいて、周波数調整容量を増加可能であるか否かを判断する。ステップａ７の処理によって、全ての選択発電機は、周波数調整容量を増加可能な状態の発電機と、増加不可能な状態の発電機との２種類に分類される。
In step a7, the output change
周波数調整容量を増加可能であるか否かの判断処理は、具体的には以下のようにして実行される。まず、出力持替え量算出部３５は、発電機状態データおよび発電機機器データから読み込んだデータを参照して、発電機の出力を基準にして、以下の（Ｓ１）および（Ｓ２）のいずれの状態に当てはまるのかを判断する。ここでは、出力を上げる側（以下「出力上げ側」という場合がある）の発電機の周波数調整容量を一例として説明するが、出力を下げる側（以下「出力下げ側」という場合がある）の発電機の周波数調整容量の場合も同様に考えることができる。
Specifically, the process of determining whether or not the frequency adjustment capacity can be increased is executed as follows. First, the output shift
（Ｓ１）周波数調整容量を増加可能な状態（図６参照）。 (S1) A state in which the frequency adjustment capacity can be increased (see FIG. 6).
（Ｓ２）周波数調整容量を増加不可能な状態（図７参照）。 (S2) A state in which the frequency adjustment capacity cannot be increased (see FIG. 7).
図６は、発電機の出力と周波数調整容量との関係の一例を示すグラフである。図６において、縦軸は、周波数調整容量を示し、横軸は、発電機の出力を示す。各運転点Ｘ１，Ｘ２の発電機の出力に対して、周波数調整容量は、実線のグラフのように規定される。周波数調整容量の最大値は、現在の出力帯における出力変化速度と調整容量確保時間との積で決まる。 FIG. 6 is a graph showing an example of the relationship between the output of the generator and the frequency adjustment capacity. In FIG. 6, the vertical axis indicates the frequency adjustment capacity, and the horizontal axis indicates the output of the generator. For the output of the generator at each operating point X1, X2, the frequency adjustment capacity is defined as shown by a solid line graph. The maximum value of the frequency adjustment capacity is determined by the product of the output change speed in the current output band and the adjustment capacity ensuring time.
前記（Ｓ１）の状態は、発電機の出力が、図６の第１運転点Ｘ１にある場合に相当する。このとき、周波数調整容量は、最大出力値Ｐｂ，ｍａｘで制限されている。第１運転点Ｘ１から第２運転点Ｘ２へ発電機の出力を減少させると、この発電機の周波数調整容量を最大限に増加させることができる。この増加量Ｑを「個別周波数調整容量増大可能量」と定義する。これを実現するために必要な最小限の発電機の出力の調整量、図６に示す例の場合は出力の減少量ＰＮｋを、「個別持替え必要量」と定義する。個別周波数調整容量増大可能量Ｑと個別持替え必要量ＰＮｋとは同量、すなわち同じ大きさである。 The state of (S1) corresponds to the case where the output of the generator is at the first operating point X1 in FIG. At this time, the frequency adjustment capacity is limited by the maximum output value Pb, max . When the output of the generator is decreased from the first operating point X1 to the second operating point X2, the frequency adjustment capacity of the generator can be increased to the maximum. This increase amount Q is defined as “individual frequency adjustment capacity increase possible amount”. Adjustment of the output of the minimum of the generator required to achieve this, in the case of the example shown in FIG. 6 the decrease P Nk of an output is defined as "individual lifting Sort required amount". The individual frequency adjustment capacity increaseable amount Q and the individual replacement necessary amount PNk are the same amount, that is, the same size.
選択発電機ｋの個別持替え必要量ＰＮｋ（ＭＷ）は、以下の式（２）で表される。式（２）において、Ｐｋは選択発電機ｋの現在の出力を示し、Ｒｂｋは当該出力帯ｂにおける出力変化速度を示し、Ｔは周波数調整容量確保時間を示し、Ｐｂｋ，ｍａｘは当該出力帯ｂにおける出力上限値を示す。式（２）で表される個別持替え必要量ＰＮｋが正または０である場合、出力持替え量算出部３５は、前記（Ｓ１）の周波数調整容量を増加可能な状態であると判断する。
The individually necessary amount P Nk (MW) for the selected generator k is represented by the following equation (2). In Equation (2), P k indicates the current output of the selected generator k, R bk indicates the output change rate in the output band b, T indicates the frequency adjustment capacity securing time, and P bk, max is the corresponding The output upper limit value in the output band b is shown. When the individual transfer required amount P Nk represented by the expression (2) is positive or 0, the output transfer
図７は、発電機の出力と周波数調整容量との関係の他の例を示すグラフである。図７において、縦軸は、周波数調整容量を示し、横軸は、発電機の出力を示す。各運転点Ｙ１，Ｙ２の発電機の出力に対して、周波数調整容量は、実線のグラフのように規定される。 FIG. 7 is a graph showing another example of the relationship between the output of the generator and the frequency adjustment capacity. In FIG. 7, the vertical axis represents the frequency adjustment capacity, and the horizontal axis represents the output of the generator. With respect to the output of the generator at each operating point Y1, Y2, the frequency adjustment capacity is defined as shown by a solid line graph.
前記（Ｓ２）の状態は、発電機の出力が、図７の第１運転点Ｙ１にある場合に相当する。このとき、周波数調整容量は、出力変化速度で制限されているので、これ以上、周波数調整容量を増加させることができない。周波数調整容量を減少させない範囲で、個別持替え必要量に対応可能な最大の出力調整量を得るためには、第１運転点Ｙ１を第２運転点Ｙ２へ変更することである。このときの出力調整量、図７に示す例の場合は出力の増大量ＰＳｋを、「個別持替え対応可能量」と定義する。 The state (S2) corresponds to the case where the output of the generator is at the first operating point Y1 in FIG. At this time, since the frequency adjustment capacity is limited by the output change speed, the frequency adjustment capacity cannot be increased any more. In order to obtain the maximum output adjustment amount that can correspond to the individual transfer necessary amount within a range in which the frequency adjustment capacity is not decreased, the first operating point Y1 is changed to the second operating point Y2. The output adjustment amount at this time, in the case of the example shown in FIG. 7, defines the output increase amount P Sk as an “individual changeable amount”.
選択発電機ｋの個別持替え対応可能量ＰＳｋ（ＭＷ）は、以下の式（３）で表される。式（３）において、Ｐｂｋ，ｍａｘ、Ｒｂｋ、ＴおよびＰｋは、式（２）と同義である。式（３）で表される個別持替え対応可能量ＰＳｋが正である場合、出力持替え量算出部３５は、前記（Ｓ２）の周波数調整容量を増加不可能な状態であると判断する。同一の発電機に対する個別持替え必要量ＰＮｋと個別持替え対応可能量ＰＳｋとが同時に正になることはない。
The individual changeable amount P Sk (MW) of the selected generator k is expressed by the following equation (3). In the formula (3), P bk, max , R bk , T and P k are synonymous with the formula (2). When the individual changeable amount P Sk expressed by the expression (3) is positive, the output change
以上のようにして、図５に示すステップａ７の周波数調整容量を増加可能であるか否かの判断処理が実行される。ステップａ７において、選択発電機が周波数調整容量を増加可能な状態であると判断された場合には、ステップａ８に移行し、選択発電機が周波数調整容量を増加不可能な状態であると判断された場合には、ステップａ９に移行する。 As described above, the process of determining whether or not the frequency adjustment capacity in step a7 shown in FIG. 5 can be increased is executed. When it is determined in step a7 that the selected generator is in a state where the frequency adjustment capacity can be increased, the process proceeds to step a8, where it is determined that the selected generator is in a state where the frequency adjustment capacity cannot be increased. If yes, the process proceeds to step a9.
ステップａ８において、出力持替え量算出部３５は、選択発電機ｋに対する個別持替え必要量ＰＮｋを式（２）に従って算出する。出力持替え量算出部３５は、算出した個別持替え必要量ＰＮＫを、記憶部２１に記憶する。このとき、出力持替え量算出部３５は、選択発電機ｋに対する個別持替え対応可能量ＰＳｋを、便宜的に「０」として、記憶部２１に記憶する。個別持替え必要量が算出されると、ステップａ５に戻り、前述の処理が繰返し行われる。
In step a8, the output change
ステップａ９において、出力持替え量算出部３５は、選択発電機ｋに対する個別持替え対応可能量ＰＳｋを式（３）に従って算出する。出力持替え量算出部３５は、算出した個別持替え対応可能量ＰＳＫを、記憶部２１に記憶する。このとき、出力持替え量算出部３５は、選択発電機ｋに対する個別持替え必要量ＰＮｋを、便宜的に「０」として、記憶部２１に記憶する。個別持替え対応可能量が算出されると、ステップａ５に戻り、前述の処理が繰返し行われる。
In step a9, the output change
ステップａ５から図５のステップａ１０に移行した場合、ステップａ１０において、出力持替え量算出部３５は、持替え発電機選択処理を行う。具体的には、出力持替え量算出部３５は、まず、記憶部２１に記憶されている各発電機に対する個別持替え必要量ＰＮｋおよび個別持替え対応可能量ＰＳｋの値を参照して、周波数変動に対して出力調整可能な全ての対象発電機を、個別持替え必要発電機グループＧＮと、個別持替え対応可能発電機グループＧＳとに分類する。
When the process proceeds from step a5 to step a10 in FIG. 5, in step a10, the output change
個別持替え必要発電機グループＧＮを以下の式（４）で定義し、個別持替え対応可能発電機グループＧＳを以下の式（５）で定義する。以下の説明では、個別持替え必要発電機グループＧＮを「必要発電機グループＧＮ」といい、個別持替え対応可能発電機グループＧＳを「対応可能発電機グループＧＳ」という場合がある。必要発電機グループＧＮに属する発電機は、増加用発電機に相当する。対応可能発電機グループＧＳに属する発電機は、対応用発電機に相当する。 Define the individual lifting replacement required generator group G N by the following equation (4), defined by the following equation individually Jigae compatible generator group G S (5). In the following description, refers to the individual equity sort need a generator group G N and the "necessary power generator group G N", it is sometimes referred to as "compatible generator group G S" individual Jigae compatible generator group G S . Generator belonging to need generator group G N corresponds to an increase generator. Generator belonging to the corresponding rotatable generator group G S corresponds to the corresponding generator.
出力持替え量算出部３５は、必要発電機グループＧＮおよび対応可能発電機グループＧＳの各グループに属する発電機のうち、１台の発電機を適当な基準でそれぞれ選択する。たとえば、出力持替え量算出部３５は、必要発電機グループＧＮに属する発電機のうち、個別持替え必要量ＰＮｋが最も大きい発電機を選択し、対応可能発電機グループＧＳに属する発電機のうち、個別持替え対応可能量ＰＳｋが最も大きい発電機を選択する。
Output lifting replacement
以下の説明では、必要発電機グループＧＮから選択された発電機を「ｋ１発電機」といい、対応可能発電機グループＧＳから選択された発電機を「ｋ２発電機」という。出力持替え量算出部３５は、ｋ１発電機の個別持替え必要量ＰＮｋ１（ＭＷ）と、ｋ２発電機の個別持替え対応可能量ＰＳｋ２（ＭＷ）とを記憶部２１に記憶する。以上のようにして持替え発電機選択処理が行われると、ステップａ１１に移行する。
In the following description, it refers to a power generator that has been selected from the necessary power generator group G N and "k1 generator", the selected from the corresponding possible electric generator group G S generator of "k2 generator". The output change
ステップａ１１において、出力持替え量算出部３５は、出力持替え量決定処理を行う。具体的には、出力持替え量算出部３５は、まず、記憶部２１に記憶されている個別持替え必要量ＰＮｋ１と個別持替え対応可能量ＰＳｋ２とを参照して、両者の大小比較を行う。出力持替え量算出部３５は、個別持替え必要量ＰＮｋ１と個別持替え対応可能量ＰＳｋ２とのうち、小さい方の値を発電機出力持替え量ＰＣ（ＭＷ）として決定し、記憶部２１のメモリに変数として記憶する。すなわち、発電機出力持替え量ＰＣは、以下の式（６）によって表される。このようにして出力持替え量決定処理が行われると、ステップａ１２に移行する。
In step a11, the output change
ステップａ１２において、データ設定部３３は、制御データ読込み処理を行う。具体的には、データ設定部３３は、まず、データベース部２２によって実現されるデータ格納部３１に格納されているベース指令値データおよび周波数変動調整制御データから、各発電機３Ａ〜３Ｃに対するベース指令値データおよび周波数変動調整制御データを取出す。
In step a12, the
データ設定部３３は、取出したデータのうち、発電機ｋに対するベース指令値データおよび周波数変動調整制御データの値を、記憶部２１のメモリ上の変数Ｂｋ、Ｌｋにそれぞれセットする。
The
表６に、ベース指令値データの一例を示す。ベース指令値データは、中央給電指令所に設置される中央給電指令装置９から電力需給制御装置１に与えられるベース指令値から成るデータである。表６に示すように、データ格納部３１には、各発電機３Ａ〜３Ｃに対して経済負荷配分制御によって決定されたベース指令値が格納されている。
Table 6 shows an example of the base command value data. The base command value data is data composed of base command values given to the power supply /
表７に、周波数変動調整制御データの一例を示す。周波数変動調整制御データは、中央給電指令所に設置される中央給電指令装置９から電力需給制御装置１に与えられる周波数変動調整制御量から成るデータである。表７に示すように、データ格納部３１には、周波数変動に対する調整対象発電機に対しては、負荷周波数制御機能によって決定された周波数変動調整量が格納され、調整対象発電機でない発電機に対しては、周波数変動調整量として「０」が格納されている。
Table 7 shows an example of frequency fluctuation adjustment control data. The frequency fluctuation adjustment control data is data including a frequency fluctuation adjustment control amount given to the power supply /
以上のようにして制御データ読込み処理が行われると、ステップａ１３に移行する。ステップａ１３において、制御指令値作成部３６は、持替え制御信号作成処理を行う。
When the control data reading process is performed as described above, the process proceeds to step a13. In step a13, the control command
具体的には、制御指令値作成部３６は、ステップａ１１で記憶部２１のメモリ上の変数に読み込んだ発電機出力持替え量ＰＣと、ステップａ１の設定データ読込み処理で変数に読み込んだ設定データのうち、少なくとも出力変化速度とを参照して、発電機の出力の持替えによる需給アンバランスの発生で、不要なＡＲを生じないように、発電機出力持替え制御信号を作成する。制御指令値作成部３６は、たとえば、次のようにして発電機出力持替え制御信号を作成する。
Set Specifically, the control command
制御指令値作成部３６は、まず、選択したｋ１発電機の個別持替え必要量ＰＮｋ１とｋ２発電機の個別持替え対応可能量ＰＳｋ２とを変化させるのに必要な調整時間のうち最小の値を調整係数αとして、以下の式（７）に従って求める。
First, the control command
制御指令値作成部３６は、求めた調整係数αの値を用いて、ｋ１発電機とｋ２発電機とに対して、以下の式（８）および式（９）に従って、持替え制御量ＰＳｋ２＾およびＰＮｋ１＾をそれぞれ算出する。ここでは、便宜上、式（８）の左辺を「ＰＳＫ２＾」と記載し、式（９）の左辺を「ＰＮｋ１＾」と記載している。式（８）は、ｋ２発電機の個別持替え対応可能量ＰＳｋ２に対する持替え制御量ＰＳｋ２＾を表し、式（９）は、ｋ１発電機の個別持替え必要量ＰＮｋ１に対する持替え制御量ＰＮｋ１＾を表している。
The control command
制御指令値作成部３６は、ｋ１発電機およびｋ２発電機以外の対象発電機に対して、持替え制御量ＰＳｉ＾，ＰＮｉ＾が、式（１０）および式（１１）を満たすようにする。ここでは、便宜上、式（１０）の左辺を「ＰＳｉ＾」と記載し、式（１１）の左辺を「ＰＮｉ＾」と記載している。式（１０）は、ｉ発電機の個別持替え対応可能量ＰＳｋに対する持替え制御量ＰＳｉ＾を表し、式（１１）は、ｉ発電機の個別持替え必要量ＰＮｋに対する持替え制御量ＰＮｋ１＾を表している。
The control command
制御指令値作成部３６は、式（１０）および式（１１）に従って得られた持替え制御量ＰＳｋ２＾、ＰＮｋ１＾に基づいて、以下の式（１２）に従って、発電機出力持替え制御信号（以下「出力持替え制御信号」という場合がある）Ｃｌを求める。制御指令値作成部３６は、求めた出力持替え制御信号Ｃｌを、データベース部２２によって実現されるデータ格納部３１に格納する。以上のようにして持替え制御信号作成処理が行われると、ステップａ１４に移行する。
The control command
ステップａ１４において、制御指令値出力部３７は、制御信号送出処理を行う。具体的には、制御指令値出力部３７は、データ格納部３１に格納されている各発電機３Ａ〜３Ｃに対する出力持替え制御信号Ｃｌを送出する。このとき、出力上げ側の周波数調整容量の場合、以下の式（１３）を満たす発電機への出力持替え制御信号Ｃｌは、第３発電機群２Ｃの各発電機３Ｃへ与えられる。以下の式（１４）を満たす発電機への出力持替え制御信号Ｃｌは、第２発電機群２Ｂの各発電機３Ｂへ与えられる。以下の式（１５）を満たす発電機への出力持替え制御信号Ｃｌは、第１発電機群２Ａの各発電機３Ａへ与えられる。
In step a14, the control command
各発電機群２Ａ〜２Ｃの各発電機３Ａ〜３Ｃは、与えられた出力持替え制御信号Ｃｌに従って、出力制御を実施する。以上のようにして制御信号送出処理が行われると、図４のステップａ２に戻り、前述の処理が繰返し行われる。ステップａ５〜ステップａ１４は、制御ステップに相当する。そのうち、ステップａ５〜ステップａ１１は、出力持替え量算出ステップに相当する。ステップａ１２〜ステップａ１３は、制御信号作成ステップに相当する。
Each generator 3A~3C of each
以上に述べた図４および図５に示すフローチャートの処理において、データ設定部３３、出力持替え量算出部３５、制御指令値作成部３６および制御指令値出力部３７で必要なデータは、データ入力部３２によって取得されて、データ格納部３１に格納される。
In the processing of the flowcharts shown in FIGS. 4 and 5 described above, data necessary for the
以上のように本実施の形態では、現在時刻が変動時間帯に該当すると出力変動時間帯判定部３４によって判定されると、周波数調整容量を増加させるように、出力持替え量算出部３５、制御指令値作成部３６および制御指令値出力３７によって、複数の発電機３Ａ〜３Ｃが制御される。出力持替え量算出部３５によって、複数の発電機３Ａ〜３Ｃの中から、増加用発電機と対応用発電機とが選択され、増加用発電機に必要な出力の変更量と、対応用発電機が対応可能な出力の変更量とが算出され、算出された変更量に基づいて、増加用発電機と対応用発電機との間の出力持替え量が算出される。算出された出力持替え量と、増加用発電機および対応用発電機の出力変化速度情報とに基づいて、増加用発電機と対応用発電機との間で出力持替え量の出力が入れ替わるように制御信号が作成される。
As described above, in this embodiment, when the output fluctuation time
これによって、増加用発電機および対応用発電機の出力を、それらの現在の運転状況に合わせて持替えるようにすることができるので、周波数調整容量を周波数変動に対応可能なように容易に増加させることができる。たとえば、周波数調整容量が所期の値から減少している場合には、周波数調整容量が所期の値になるように、周波数変動容量を増加させることができる。また、送配電系統７に接続される需要家群６に含まれる自然エネルギー発電機の出力変動、または、需要家群６の負荷変動による比較的大きい周波数変動が生じると推定される場合には、それに対応可能なように周波数調整容量を増加させることができる。したがって、電力系統である送配電系統５の周波数変動を比較的容易に抑制することができる。
As a result, the output of the generator for increase and the generator for response can be changed according to their current operating conditions, so the frequency adjustment capacity can be easily increased to accommodate frequency fluctuations. Can be made. For example, when the frequency adjustment capacity has decreased from the expected value, the frequency fluctuation capacity can be increased so that the frequency adjustment capacity becomes the expected value. Moreover, when it is estimated that the output fluctuation of the natural energy generator contained in the
具体的に述べると、本実施の形態では、自然エネルギー発電機の出力変動および需要家群６の負荷変動に備えて、複数の発電機３Ａ〜３Ｃのうちの任意の２台の発電機の出力を、それらの発電機の現在の運転状況に合わせて、各発電機の制御タイミングにおいて、予め持替えておく。すなわち、２台の発電機のうち、一方の発電機の出力を上げ、他方の発電機の出力を下げるように制御する。このような制御を、以下の説明では「出力持替え制御」という場合がある。
Specifically, in the present embodiment, in preparation for output fluctuations of the natural energy generator and load fluctuations of the
出力持替え制御を行うことによって、周波数変動を抑制するために数秒周期で電力需給制御装置１によって実行される電力需給制御において、周波数変動の調整容量が増加するように制御を行うことができる。
By performing the output shift control, in the power supply / demand control executed by the power supply /
また、出力上げ側の周波数調整容量の拡大を主目的として制御を行うことによって、出力下げ側の周波数調整容量も副次的に拡大する場合がある。したがって、周波数変動への制御性を全体的に強化することができる。 Further, by performing control mainly for the purpose of increasing the frequency adjustment capacity on the output raising side, the frequency adjustment capacity on the output lowering side may be increased secondarily. Therefore, overall controllability to frequency fluctuations can be enhanced.
また本実施の形態では、出力持替え制御の過程において、出力持替え対象となる発電機群に属する発電機に対する出力変化速度を考慮しているので、出力持替え制御によって、不要な地域要求量（ＡＲ）の変動が引き起こされることがない。また出力持替え制御は、出力変動に備えた制御であるが、実際に出力変動が発生しなかった場合でも、不要なＡＲの変動を引き起こすことがない。 Further, in the present embodiment, in the process of the output change control, the output change rate for the generators belonging to the generator group that is the target of output change is taken into account. Variations in (AR) are not caused. Further, the output shift control is a control in preparation for output fluctuation, but does not cause unnecessary fluctuation of AR even when output fluctuation does not actually occur.
＜第２の実施の形態＞
本発明の第２の実施の形態である電力需給制御装置を備える電力需給システムは、前述の第１の実施の形態の電力需給制御システム１０と同一の構成を有する。したがって、対応する部分には同一の参照符号を付して、図示および共通する説明を省略する。
<Second Embodiment>
The power supply / demand system including the power supply / demand control apparatus according to the second embodiment of the present invention has the same configuration as that of the power supply /
図８および図９は、本発明の第２の実施の形態である電力需給制御装置における電力需給制御処理に関する処理手順を示すフローチャートである。図８および図９に示すフローチャートは、図４および図５に示すフローチャートと類似しているので、図４および図５と同一のステップについては、同一のステップ番号を付して、共通する説明を省略する。 FIG. 8 and FIG. 9 are flowcharts showing a processing procedure related to the power supply / demand control process in the power supply / demand control apparatus according to the second embodiment of the present invention. The flowcharts shown in FIGS. 8 and 9 are similar to the flowcharts shown in FIGS. 4 and 5, and therefore, the same steps as those in FIGS. Omitted.
前述の第１の実施の形態では、出力持替え制御を行う発電機を任意の２台としているのに対し、本実施の形態の電力需給制御処理では、周波数変動に対する調整が可能な全ての発電機を対象にして、出力持替え制御を行う複数台の発電機を特定して制御を行う。この点で、第１の実施の形態と本実施の形態とは異なる。 In the first embodiment described above, any two generators that perform output change control are used, whereas in the power supply and demand control process of this embodiment, all power generation that can be adjusted for frequency fluctuations. The control is performed by specifying a plurality of generators that perform output transfer control for the machine. In this respect, the first embodiment is different from the present embodiment.
具体的には、本実施の形態の電力需給制御装置は、前述の図５に示すステップａ１０、ステップａ１１およびステップａ１３の処理に代えて、図９に示すステップｂ１、ステップｂ２およびステップｂ３の処理をそれぞれ行う。 Specifically, the power supply and demand control apparatus according to the present embodiment replaces the processing at step a10, step a11, and step a13 shown in FIG. 5 with the processing at step b1, step b2, and step b3 shown in FIG. Do each.
ステップｂ１、ステップｂ２およびステップｂ３以外のステップ、すなわちステップａ１〜ステップａ９、ステップａ１２およびステップａ１４の各処理は、前述の第１の実施の形態と同様に行われる。各処理において、読込まれるデータの内容も、前述の第１の実施の形態と同じである。以下の説明では、ステップｂ１、ステップｂ２およびステップｂ３の各処理を中心に説明する。 Steps other than Step b1, Step b2, and Step b3, that is, each processing of Step a1 to Step a9, Step a12, and Step a14 are performed in the same manner as in the first embodiment. In each process, the content of the data read is the same as that in the first embodiment. In the following description, each process of step b1, step b2, and step b3 will be mainly described.
本実施の形態では、図８に示すステップａ５において、未選択の対象発電機が無いと判断されると、図９に示すステップｂ１に移行する。ステップｂ１において、出力持替え量算出部３５は、記憶部１２に記憶されている各発電機に対する個別持替え必要量ＰＮｋおよび個別持替え対応可能量ＰＳｋの値を参照して、周波数変動に対して出力調整可能な全ての対象発電機を、個別持替え必要発電機グループＧＮと個別持替え対応可能発電機グループＧＳとに分類する。
In this embodiment, when it is determined in step a5 shown in FIG. 8 that there is no unselected target generator, the process proceeds to step b1 shown in FIG. In step b1, the output change
個別持替え必要発電機グループＧＮは、前述の式（４）で表され、個別持替え対応可能発電機グループＧＳは、前述の式（５）で表される。 Individual lifting replacement required generator group G N, is represented by the above equation (4), the individual Jigae compatible generator group G S, represented by the above equation (5).
出力持替え量算出部３５は、各グループについて、以下の式（１６）に従って、持替え対応可能量ＴＰＳ（ＭＷ）として個別持替え対応可能量ＰＳｋの和を算出するとともに、以下の式（１７）に従って、持替え必要量ＴＰＮ（ＭＷ）として個別持替え必要量ＰＮｋの和を算出し、記憶部２１に記憶する。このようにして持替え必要量ＴＰＮおよび持替え対応可能量ＴＰＳが算出されると、ステップｂ２に移行する。
The output change
ステップｂ２において、出力持替え量算出部３５は、出力持替え量決定処理を行う。具体的には、出力持替え量算出部３５は、まず、記憶部２１に記憶されている持替え必要量ＴＰＮと持替え対応可能量ＴＰＳとを参照して、大小比較を行う。
In step b2, the output change
出力持替え量算出部３５は、持替え必要量ＴＰＮと持替え対応可能量ＴＰＳとのうち小さい方の値を、出力持ち替え量ＰＣ（ＭＷ）として決定し、記憶部２１のメモリ上の変数に記憶する。すなわち、ＰＣは、以下の式（１８）によって表される。このようにして出力持替え量決定処理が行われると、ステップａ１２に移行する。
Output lifting replacement
ステップａ１２において、データ設定部３３は、前述の第１の実施の形態と同様にして、制御データ読込み処理を行う。具体的には、データ設定部３３は、データベース部２２によって実現されるデータ格納部３１に格納されているベース指令値データおよび周波数変動調整制御データから、各発電機に対するベース指令値データおよび周波数変動調整制御データを取出す。
In step a12, the
データ設定部３３は、取出した発電機ｋに対するベース指令値データおよび周波数変動調整制御データの値を、記憶部２１のメモリ上の変数Ｂｋ、Ｌｋにそれぞれセットする。このようにして制御データ読込み処理が行われると、ステップｂ３に移行する。
The
ステップｂ３において、制御指令値作成部３６は、持替え制御信号作成処理を行う。具体的には、制御指令値作成部３６は、まず、ステップａ１１で記憶部２１のメモリ上の変数に読込んだ各発電機の出力持替え量ＰＣと、ステップａ１の設定データ読込み処理で変数に読込んだ設定データのうち、少なくとも出力変化速度とを参照して、発電機の出力の持替えによる需給アンバランスの発生で、不要なＡＲを生じないように、出力持替え制御信号を作成する。
In step b3, the control command
本実施の形態では、制御指令値作成部３６は、たとえば、次のようにして出力持替え制御信号を作成する。制御指令値作成部３６は、まず、各発電機の個別持替え必要量ＰＮと個別持替え対応可能量ＰＳとを変化させるのに必要な調整時間のうち最小の値を調整係数βとして、以下の式（１９）に従って求める。
In the present embodiment, the control command
制御指令値作成部３６は、求めた調整係数βの値を用いて、周波数変動に対して出力調整可能な全ての対象発電機の各発電機に対して、以下の式（２０）および式（２１）に従って、持替え制御量ＰＳｉ＾およびＰＮｉ＾をそれぞれ算出する。
The control command
制御指令値作成部３６は、式（２０）および式（２１）に従って得られた持替え制御量ＰＳｉ＾、ＰＮｉ＾に基づいて、前述の式（１２）に従って、出力持替え制御信号Ｃｌを求める。制御指令値作成部３６は、求めた出力持替え制御信号Ｃｌを、データベース部２２によって実現されるデータ格納部３１に格納する。以上のようにして持替え制御信号作成処理が行われると、ステップｂ１４に移行し、前述の第１の実施の形態と同様の処理が行われる。
The control command
以上のように本実施の形態では、自然エネルギー発電機の出力変動および需要家群６の負荷変動に備えて、周波数変動に対応可能な全ての発電機を対象にして、発電機の出力を、それらの発電機の現在の運転状況に合わせて、各発電機の制御タイミングにおいて、予め持替えておく。
As described above, in the present embodiment, in preparation for the output fluctuation of the natural energy generator and the load fluctuation of the
これによって、周波数変動を抑制するために数秒周期で電力需給制御装置によって実行される電力需給制御において、周波数変動の調整容量が、初期に確保されている量から減少している場合には、周波数変動の調整容量を修正するように制御する、または、調整容量を増加させるように制御することができる。 As a result, in the power supply and demand control executed by the power supply and demand control device every few seconds in order to suppress the frequency fluctuation, the frequency fluctuation adjustment capacity is reduced from the initially secured amount. Control can be performed to correct the adjustment capacity of the variation, or to increase the adjustment capacity.
また、出力上げ側の周波数調整容量の拡大を主目的として制御を行うことによって、出力下げ側の周波数調整容量も副次的に拡大する場合がある。したがって、周波数変動への追随性を全体的に強化することができる。 Further, by performing control mainly for the purpose of increasing the frequency adjustment capacity on the output raising side, the frequency adjustment capacity on the output lowering side may be increased secondarily. Therefore, it is possible to enhance overall followability to frequency fluctuations.
また本実施の形態では、出力持替え制御の過程において、出力持替え対象となる発電機群に属する発電機に対する出力変化速度を考慮しているので、出力持替え制御によって、不要な地域要求量（ＡＲ）の変動が引き起こされることがない。また出力持替え制御は、出力変動に備えた制御であるが、本実施の形態では、実際に出力変動が発生しなかった場合でも、不要なＡＲの変動を引き起こすことがない。 Further, in the present embodiment, in the process of the output change control, the output change rate for the generators belonging to the generator group that is the target of output change is taken into account. Variations in (AR) are not caused. Further, the output shift control is a control in preparation for output fluctuation, but in the present embodiment, even when output fluctuation does not actually occur, unnecessary AR fluctuation is not caused.
＜第３の実施の形態＞
本発明の第３の実施の形態である電力需給制御装置を備える電力需給システムは、前述の第１の実施の形態の電力需給システム１０と同一の構成を有する。したがって、対応する部分には同一の参照符号を付して、図示および共通する説明を省略する。
<Third Embodiment>
The power supply / demand system including the power supply / demand control apparatus according to the third embodiment of the present invention has the same configuration as that of the power supply /
図１０および図１１は、本発明の第３の実施の形態である電力需給制御装置における電力需給制御処理に関する処理手順を示すフローチャートである。図１０および図１１に示すフローチャートは、図４および図５に示すフローチャート、ならびに図８および図９に示すフローチャートと類似しているので、図４、図５、図８および図９と同一のステップについては、同一のステップ番号を付して、共通する説明を省略する。 FIG. 10 and FIG. 11 are flowcharts showing a processing procedure related to the power supply / demand control process in the power supply / demand control apparatus according to the third embodiment of the present invention. The flowcharts shown in FIGS. 10 and 11 are similar to the flowcharts shown in FIGS. 4 and 5 and the flowcharts shown in FIGS. 8 and 9, and therefore the same steps as those in FIGS. 4, 5, 8, and 9. Are denoted by the same step numbers, and a common description is omitted.
本実施の形態の電力需給制御処理は、前述の第２の実施の形態の電力需給制御処理において、図９に示すステップｂ３の処理に代えて、図１１に示すステップｃ１およびステップｃ２の処理を行うこと以外は、第２の実施の形態と同様である。 The power supply / demand control process of the present embodiment is the same as the power supply / demand control process of the second embodiment described above, except that the processes of step c1 and step c2 shown in FIG. 11 are performed instead of the process of step b3 shown in FIG. Except for this, it is the same as the second embodiment.
ステップｃ１およびステップｃ２以外のステップ、すなわちステップａ１〜ステップａ９およびステップａ１４、ならびにステップｂ１およびステップｂ２の各処理は、前述の第１および第２の実施の形態と同様に行われる。各処理において、読込まれるデータの内容も、前述の第１および第２の実施の形態と同じである。 Steps other than step c1 and step c2, that is, steps a1 to a9 and step a14, and steps b1 and b2 are performed in the same manner as in the first and second embodiments described above. In each process, the content of the data to be read is the same as in the first and second embodiments described above.
本実施の形態では、図１１に示すステップａ１２の処理が行われると、ステップｃ１に移行する。ステップｃ１において、制御指令値作成部３６は、周波数調整容量が不足しているか否かを判断する容量不足判断処理を行う。具体的には、制御指令値作成部３６は、まず、周波数変動に対して出力調整可能な全ての対象発電機に対して、以下の式（２２）に従って、現在確保されている周波数調整容量（以下「現在調整容量」という場合がある）Ｐｃｒｔを求める。ここでは、出力上げ側の周波数調整容量を一例として説明するが、出力下げ側の周波数調整容量も同様に算出可能である。
In the present embodiment, when the process of step a12 shown in FIG. 11 is performed, the process proceeds to step c1. In step c1, the control
また、制御指令値作成部３６は、目標となる周波数調整容量（以下「目標調整容量」という場合がある）Ｐｏｂｊを、たとえば、ベース指令値に基づいて、以下の式（２３）に従って求める。
Further, the control command
本実施の形態とは異なるが、目標調整容量は、外部から与えられた指定量であってもよい。制御指令値作成部３６は、以上のようにして求めた現在調整容量Ｐｃｒｔおよび目標調整容量Ｐｏｂｊから、周波数調整容量不足量（以下「不足量」という場合がある）Ｐｓｈｔを以下の式（２４）に従って求める。
Although different from the present embodiment, the target adjustment capacity may be a designated amount given from the outside. The control command
制御指令値作成部３６は、求めた不足量Ｐｓｈｔの値の正負に基づいて、周波数調整容量が不足しているか否かを判断する。制御指令値作成部３６は、不足量Ｐｓｈｔが正または０、すなわち０以上であると判断すると、周波数調整容量が不足していると判断して、ステップｃ２に移行する。制御指令値作成部３６は、不足量Ｐｓｈｔが負であると判断すると、周波数調整容量は不足していないと判断して、全ての処理手順を終了する。
The control command
ステップｃ２において、制御指令値作成部３６は、持替え制御信号作成処理を行う。本実施の形態では、制御指令値作成部３６は、不足量Ｐｓｈｔと発電機の出力持替え量ＰＣとを比較して、不足量Ｐｓｈｔと発電機の出力持替え量ＰＣとのうち、小さい方を選択して、新しい発電機出力持替え量Ｐ’Ｃとする。すなわち、Ｐ’Ｃは、以下の式（２５）で表される。
In step c2, the control command
制御指令値作成部３６は、前述の式（１９）〜式（２１）のＰＣに、新たに求めた発電機出力持替え量Ｐ’Ｃの値を代入した式と、前述の式（１２）とから、出力持替え制御信号Ｃｌを求める。制御指令値作成部３６は、求めた出力持替え制御信号Ｃｌを、データベース部２２によって実現されるデータ格納部３１に格納する。以上のようにして持替え制御信号作成処理が行われると、ステップａ１４に移行し、前述の第１の実施の形態と同様の処理が行われる。
Control command
以上のように本実施の形態では、ステップｃ１の周波数調整容量が不足しているか否かを判断する処理が設けられている。これによって、目標調整容量からの不足分だけを修正する電力需給制御を実現することができる。したがって、目標調整容量を上回って過大に周波数調整容量を確保することを防ぎ、発電機の運用における経済性の悪化を防止することができる。 As described above, in the present embodiment, a process for determining whether or not the frequency adjustment capacity in step c1 is insufficient is provided. Thus, it is possible to realize power supply and demand control that corrects only the shortage from the target adjustment capacity. Therefore, it is possible to prevent the frequency adjustment capacity from being excessively secured exceeding the target adjustment capacity, and it is possible to prevent the deterioration of economy in the operation of the generator.
本発明は、その発明の範囲内において、前述の各実施の形態を自由に組み合わせることが可能であり、また各実施の形態の任意の構成要素を適宜、変形または省略することが可能である。 The present invention can be freely combined with the above-described embodiments within the scope of the invention, and arbitrary constituent elements of the embodiments can be appropriately modified or omitted.
１ 電力需給制御装置、２Ａ，２Ｂ，２Ｃ 発電機群、３Ａ，３Ｂ，３Ｃ 発電機、４ 発電機出力センサ、５ 送配電系統、６ 需要家群、７ 偏差センサ、８ 他系統、９ 中央給電指令装置、１０ 電力需給システム。 1 Power supply / demand control device, 2A, 2B, 2C generator group, 3A, 3B, 3C generator, 4 generator output sensor, 5 power transmission / distribution system, 6 customer group, 7 deviation sensor, 8 other system, 9 central power supply Command device, 10 Electricity supply and demand system.
Claims (6)
前記電力系統に接続され、自然エネルギーを利用して発電を行う自然エネルギー発電機の出力変動、および前記電力系統に接続される需要家群の負荷変動の少なくとも一方の変動が生じると推定される時間帯である変動時間帯を表す変動時間帯情報と、各前記発電機の出力帯に関する出力帯情報とを予め記憶する記憶手段と、
前記記憶手段に記憶される前記変動時間帯情報に基づいて、現在時刻が前記変動時間帯に該当するか否かを判定する変動時間帯判定手段と、
前記変動時間帯判定手段によって前記変動時間帯に該当すると判定されると、前記電力系統の周波数変動を調整するための周波数調整容量を増加させるように、前記複数の発電機を制御する制御手段とを備え、
前記制御手段は、
前記複数の発電機の中から、前記周波数調整容量を増加させるために出力を変更可能な増加用発電機と、前記増加用発電機の出力の変更に対応して出力を変更可能な対応用発電機とを選択し、選択した前記増加用発電機に必要な出力の変更量と前記対応用発電機が対応可能な出力の変更量とをそれぞれ算出し、算出した前記変更量に基づいて、前記増加用発電機と前記対応用発電機との間で持ち替える出力量の目標となる出力持替え量を算出する出力持替え量算出手段と、
前記出力持替え量算出手段によって算出された前記出力持替え量と、前記記憶手段に記憶される前記増加用発電機および前記対応用発電機の前記出力帯情報とに基づいて、前記増加用発電機と前記対応用発電機との間で前記出力持替え量の出力が入れ替わるように前記増加用発電機および前記対応用発電機を制御する出力持替え制御信号を作成する制御信号作成手段とを備えることを特徴とする電力需給制御装置。 A power supply and demand control device provided in a power supply and demand system comprising a plurality of generators and a power system to which the plurality of generators are connected,
Estimated time at which at least one of fluctuations in output of a natural energy generator connected to the power system and generating power using natural energy and load fluctuations of a consumer group connected to the power system will occur Storage means for preliminarily storing variable time zone information representing a variable time zone that is a zone, and output zone information relating to the output zone of each of the generators;
Based on the fluctuation time zone information stored in the storage means, a fluctuation time zone determination means for determining whether a current time corresponds to the fluctuation time zone;
Control means for controlling the plurality of generators so as to increase a frequency adjustment capacity for adjusting the frequency fluctuation of the power system when the fluctuation time zone determination means determines that the fluctuation time zone is satisfied; With
The control means includes
Among the plurality of generators, an increase generator whose output can be changed to increase the frequency adjustment capacity, and a corresponding power generator whose output can be changed in response to a change in the output of the increase generator And the output change amount required for the selected increase generator and the output change amount that can be handled by the corresponding generator, respectively, and based on the calculated change amount, An output change amount calculation means for calculating an output change amount that is a target of the output amount to be changed between the increase generator and the corresponding generator;
Based on the output change amount calculated by the output change amount calculation means and the output band information of the increase generator and the corresponding generator stored in the storage means, the increase power generation A control signal generating means for generating an output shift control signal for controlling the increase generator and the corresponding generator so that the output of the output shift amount is switched between the generator and the corresponding generator. An electric power supply and demand control device comprising:
前記電力系統に接続され、自然エネルギーを利用して発電を行う自然エネルギー発電機の出力変動、および前記電力系統に接続される需要家群の負荷変動の少なくとも一方の変動が生じると推定される時間帯である変動時間帯を表す変動時間帯情報と、各前記発電機の出力帯に関する出力帯情報とを予め記憶する記憶ステップと、
前記記憶ステップで記憶された前記変動時間帯情報に基づいて、現在時刻が前記変動時間帯に該当するか否かを判定する変動時間帯判定ステップと、
前記変動時間帯判定ステップで前記変動時間帯に該当すると判定されると、前記電力系統の周波数変動を調整するための周波数調整容量を増加させるように、前記複数の発電機を制御する制御ステップとを備え、
前記制御ステップは、
前記複数の発電機の中から、前記周波数調整容量を増加させるために出力を変更可能な増加用発電機と、前記増加用発電機の出力の変更に対応して出力を変更可能な対応用発電機とを選択し、選択した前記増加用発電機に必要な出力の変更量と前記対応用発電機が対応可能な出力の変更量とをそれぞれ算出し、算出した前記変更量に基づいて、前記増加用発電機と前記対応用発電機との間で持ち替える出力量の目標となる出力持替え量を算出する出力持替え量算出ステップと、
前記出力持替え量算出ステップで算出された前記出力持替え量と、前記記憶ステップで記憶された前記増加用発電機および前記対応用発電機の前記出力帯情報とに基づいて、前記増加用発電機と前記対応用発電機との間で前記出力持替え量の出力が入れ替わるように前記増加用発電機および前記対応用発電機を制御する出力持替え制御信号を作成する制御信号作成ステップとを備えることを特徴とする電力需給制御方法。 A power supply and demand control method in a power supply and demand system comprising a plurality of generators and a power system to which the plurality of generators are connected,
Estimated time at which at least one of fluctuations in output of a natural energy generator connected to the power system and generating power using natural energy and load fluctuations of a consumer group connected to the power system will occur A storage step of storing in advance variable time zone information representing a variable time zone that is a zone, and output zone information relating to the output zone of each of the generators;
Based on the fluctuation time zone information stored in the storage step, a fluctuation time zone determination step for determining whether a current time corresponds to the fluctuation time zone;
A control step for controlling the plurality of generators so as to increase a frequency adjustment capacity for adjusting a frequency variation of the power system when it is determined in the variation time zone determination step that the variation time zone is satisfied; With
The control step includes
Among the plurality of generators, an increase generator whose output can be changed to increase the frequency adjustment capacity, and a corresponding power generator whose output can be changed in response to a change in the output of the increase generator And the output change amount required for the selected increase generator and the output change amount that can be handled by the corresponding generator, respectively, and based on the calculated change amount, An output change amount calculating step for calculating an output change amount that is a target of the output amount to be changed between the increase generator and the corresponding generator;
Based on the output change amount calculated in the output change amount calculation step and the output band information of the increase generator and the corresponding generator stored in the storage step, the increase power generation A control signal creating step for creating an output shift control signal for controlling the increase generator and the corresponding generator so that the output of the output shift amount is switched between a generator and the corresponding generator. An electric power supply and demand control method comprising:
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