JP2024080247A - Frequency control device, power system frequency stabilization system, frequency control method, and frequency control program - Google Patents

Abstract

【課題】過負荷を防ぎつつ計算規模を抑えることで発電機の運用コストを低減可能な系統周波数安定化システムを提供する。【解決手段】電力系統の周波数を管理する周波数制御装置であって、プロセッサを有し、プロセッサがコンピュータプログラムを実行して処理する機能として、系統情報を入力として各母線間の電気的距離を計算する電気的距離計算部と、系統情報を入力として潮流量を計算する潮流状況計算部と、系統情報と潮流状況計算部の結果を入力として過負荷余裕度を計算する過負荷余裕度判定部と、電気的距離計算部の結果と過負荷余裕度判定部の結果を入力として電力系統の縮約を判定および実行する縮約実行部と、縮約実行部により判定および実行された縮約結果を入力として感度行列を作成する縮約後感度行列作成部と、縮約後感度行列作成部の出力結果を入力として広域ＬＦＣ計算を実行する広域ＬＦＣ計算部を備える。【選択図】図２[Problem] To provide a system frequency stabilization system capable of reducing the operating costs of generators by preventing overload and suppressing the scale of calculation. [Solution] A frequency control device that manages the frequency of a power system has a processor, and the processor executes a computer program to perform processing functions, which include an electrical distance calculation unit that calculates the electrical distance between each busbar using system information as an input, a power flow situation calculation unit that calculates a power flow rate using system information as an input, an overload margin determination unit that calculates an overload margin using the system information and the result of the power flow situation calculation unit as an input, a reduction execution unit that determines and executes reduction of the power system using the result of the electrical distance calculation unit and the result of the overload margin determination unit as an input, a reduced sensitivity matrix creation unit that creates a sensitivity matrix using the reduction result determined and executed by the reduction execution unit as an input, and a wide-area LFC calculation unit that performs wide-area LFC calculation using the output result of the reduced sensitivity matrix creation unit as an input. [Selected Figure] Figure 2

Description

本発明は、電力系統における系統周波数安定化システムに関する。 The present invention relates to a system frequency stabilization system for power systems.

電力分野において、電源の脱炭素化が進むにつれ、電力系統を構成する火力発電機の台数が減少する傾向がある。さらには再生可能エネルギーが新設され電源分布の変化が生じるため、将来的な電力系統における電力の潮流状況は、従来の潮流状況とは大きく異なる。このような変化により従来発生しなかった送電線における過負荷の発生が懸念されている。 In the power sector, as the decarbonization of power sources progresses, the number of thermal power generators that make up the power grid will tend to decrease. Furthermore, new renewable energy sources will be installed, causing changes in the distribution of power sources, so the power flow conditions in future power grids will be significantly different from the current flow conditions. There are concerns that these changes could lead to overloads on transmission lines that did not previously occur.

このような電力系統構成の変化に伴い、電力系統の需要と供給（需給）のバランスが反映される電力系統周波数の変動が問題となりつつある。電力系統の周波数を基準値に保つためには、各地域での地域要求量（ＡＲ：Area Requirement）に応じた電力量が必要となる。周波数を規程の値以内に維持するには、ＡＲに応じて電力系統内の発電機出力を上下させる必要があるため、出力変化による運用費が安価な発電機を制御することが望ましい。ここで、発電機そのものの減少に伴い、安価な電源が自エリア内に存在しない場合に備え、複数のエリアに存在する発電機を広域に渡って制御する広域周波数制御（広域ＬＦＣ（Load Frequency Control））が期待されている。 As the power system configuration changes, fluctuations in the power system frequency, which reflects the balance between supply and demand in the power system, are becoming an issue. To maintain the power system frequency at a standard value, an amount of power according to the area requirement (AR) in each region is required. To maintain the frequency within a specified value, the generator output in the power system must be increased or decreased according to the AR, so it is desirable to control generators with low operating costs due to output changes. With the decrease in generators themselves, wide-area frequency control (wide-area Load Frequency Control (LFC)) is expected to be developed to control generators in multiple areas over a wide area in case there is no low-cost power source within the local area.

現在の電力運用では、広域周波数制御により過負荷防止しつつ複数エリア間の電力授受を行うために、各一般送配電事業者の管内を繋ぐ連系線において、この電力授受に必要な容量分だけ送電容量のマージンを確保することが検討されている。しかしながら、このような送電容量のマージンは、連系線のみに対して確保され、各一般送配電事業者の管内の送電線である地内送電線では確保されない。広域ＬＦＣによる発電機の運用は、地内送電線に対しても影響を与えるため、地内送電線への過負荷の発生を防ぎつつ、最小コストで発電機を運用することが求められる。 In current power operations, in order to transmit and receive power between multiple areas while preventing overloads through wide-area frequency control, it is being considered to secure a transmission capacity margin for the capacity required for this power transmission and reception in the interconnection lines connecting the jurisdictions of each general electricity transmission and distribution company. However, such a transmission capacity margin is secured only for the interconnection lines, and not for the underground transmission lines, which are the transmission lines within the jurisdiction of each general electricity transmission and distribution company. Because the operation of generators using wide-area LFC also affects the underground transmission lines, it is necessary to operate generators at the lowest cost while preventing overloads on the underground transmission lines.

このような目的と制約を有した上での電力系統の解析手法は、最適潮流計算（ＯＰＦ：Optimal Power Flow）が知られている。ＯＰＦは従来ＬＦＣで用いられている手法であるが、広域ＬＦＣに適用する場合には、より大規模な電力系統を対象とし、かつ過負荷防止を新たに制約として組み込む必要があることから計算規模が大きくなる。計算規模が大きくなると広域ＬＦＣが対象とする制御周期内に計算が完了しない恐れがあるため、計算規模の縮小が必要である。 Optimal Power Flow (OPF) is a known method for analyzing power systems with such objectives and constraints. OPF is a method that has been used in conventional LFC, but when applied to wide-area LFC, the calculation scale becomes larger because it is necessary to target larger-scale power systems and incorporate overload prevention as a new constraint. If the calculation scale becomes large, there is a risk that the calculation will not be completed within the control period targeted by wide-area LFC, so it is necessary to reduce the calculation scale.

本技術分野における先行技術として特許文献１が知られている。特許文献１では、逐次、系統情報を基に縮約し、複数の不安定事故ケースに対して、縮約前後の系統モデルにおける動揺波形の差分の合計が最小化されるように縮約している。 Patent Document 1 is known as prior art in this technical field. In Patent Document 1, reduction is performed sequentially based on system information, and reduction is performed for multiple unstable accident cases so that the sum of the differences in the oscillation waveforms in the system model before and after reduction is minimized.

特開２０１８－１５７６７３号公報JP 2018-157673 A

特許文献１では、主に電力系統の動的計算の縮約を対象としており、広域周波数制御のように電力の静的計算に関する縮約について考慮されていない。このため、広域周波数制御に適用される過負荷を制約とするＯＰＦに対して特許文献１における縮約を適用しても、過負荷制約を必ず反映できるとは限らず、過負荷制約を有する広域周波数制御に特化した計算時間の短縮効果は得られない。 Patent Document 1 mainly focuses on the reduction of dynamic calculations of power systems, and does not consider reduction of static calculations of power, such as wide-area frequency control. For this reason, even if the reduction in Patent Document 1 is applied to an OPF that has an overload constraint applied to wide-area frequency control, it is not necessarily possible to reflect the overload constraint, and the effect of reducing calculation time specialized for wide-area frequency control with an overload constraint cannot be obtained.

本発明は上記課題に鑑み、広域周波数制御において、広域化に伴う電力系統の過負荷を回避するＯＰＦを実行しつつ、計算規模を抑えることで発電機の運用コストを低減可能な周波数制御装置、系統周波数安定化システム、周波数制御方法、および周波数制御プログラムを提供することを目的とする。 In view of the above problems, the present invention aims to provide a frequency control device, a system frequency stabilization system, a frequency control method, and a frequency control program that can reduce the operating costs of generators by suppressing the scale of calculations while executing an OPF that avoids overloading of the power system due to wide-area frequency control.

本発明は、その一例を挙げるならば、電力系統の周波数を管理する周波数制御装置であって、プロセッサを有し、プロセッサがコンピュータプログラムを実行して処理する機能として、系統情報を入力として各母線間の電気的距離を計算する電気的距離計算部と、系統情報を入力として潮流量を計算する潮流状況計算部と、系統情報と潮流状況計算部の結果を入力として過負荷余裕度を計算する過負荷余裕度判定部と、電気的距離計算部の結果と過負荷余裕度判定部の結果を入力として電力系統の縮約を判定および実行する縮約実行部と、縮約実行部により判定および実行された縮約結果を入力として感度行列を作成する縮約後感度行列作成部と、縮約後感度行列作成部の出力結果を入力として広域ＬＦＣ計算を実行する広域ＬＦＣ計算部を備える。 As an example, the present invention is a frequency control device that manages the frequency of a power system, which has a processor and has the following processing functions: an electrical distance calculation unit that takes system information as input and calculates the electrical distance between each busbar; a power flow situation calculation unit that takes system information as input and calculates the power flow rate; an overload margin determination unit that uses the system information and the result of the power flow situation calculation unit as input and calculates the overload margin; a reduction execution unit that determines and executes reduction of the power system using the result of the electrical distance calculation unit and the result of the overload margin determination unit as input; a reduced sensitivity matrix creation unit that creates a sensitivity matrix using the reduction result determined and executed by the reduction execution unit as input; and a wide-area LFC calculation unit that performs wide-area LFC calculation using the output result of the reduced sensitivity matrix creation unit as input.

本発明によれば、計算規模を縮小した広域周波数制御を実行することにより、過負荷を防ぎつつ、発電機の運用コストを低減できる周波数制御装置、系統周波数安定化システム、周波数制御方法、および周波数制御プログラムを提供できる。 The present invention provides a frequency control device, a system frequency stabilization system, a frequency control method, and a frequency control program that can prevent overload while reducing the operating costs of generators by performing wide-area frequency control with a reduced calculation scale.

実施例１における電力系統に接続された系統周波数安定化システムのハードウェア構成を示すブロック図である。FIG. 1 is a block diagram showing a hardware configuration of a system frequency stabilization system connected to a power system in a first embodiment. 実施例１における系統周波数安定化システムの機能的な構成を示すブロック図である。FIG. 1 is a block diagram showing a functional configuration of a system frequency stabilization system according to a first embodiment. 実施例１における周波数制御装置の過負荷余裕度判定部の処理フローチャートである。4 is a process flowchart of an overload margin determination unit of the frequency control device in the first embodiment. 実施例１における周波数制御装置の縮約実行部の処理フローチャートである。4 is a process flowchart of a contraction execution unit of the frequency control device in the first embodiment. 実施例２における系統周波数安定化システムの機能的な構成を示すブロック図である。FIG. 11 is a block diagram showing a functional configuration of a system frequency stabilization system according to a second embodiment. 実施例２における周波数制御装置のＬＦＣ推定部の処理フローチャートである。13 is a process flowchart of an LFC estimation unit of a frequency control device according to the second embodiment. 実施例２における周波数制御装置の縮約実行部の処理フローチャートである。13 is a process flowchart of a contraction execution unit of a frequency control device according to a second embodiment. 実施例２における縮約結果ＤＢに格納されるデータの一例を示す図である。FIG. 13 is a diagram illustrating an example of data stored in a contraction result DB in the second embodiment.

以下、本発明の実施例を図面を参照して説明する。 The following describes an embodiment of the present invention with reference to the drawings.

図１は、本実施例における電力系統に接続された系統周波数安定化システムのハードウェア構成を示すブロック図である。 Figure 1 is a block diagram showing the hardware configuration of a system frequency stabilization system connected to a power system in this embodiment.

図１において、系統周波数安定化システム１０は、通信ネットワーク３０を介して、電力系統２０の計測情報などにアクセスし電力系統の周波数を管理することができる。系統周波数安定化システム１０は、例えば、計算機システムで構成され、周波数制御装置１００と記憶装置２００で構成される。 In FIG. 1, the system frequency stabilization system 10 can access measurement information of the power system 20 via a communication network 30 and manage the frequency of the power system. The system frequency stabilization system 10 is, for example, configured as a computer system, and is configured with a frequency control device 100 and a storage device 200.

周波数制御装置１００は、プロセッサがコンピュータプログラムを実行して処理を行う情報処理装置であって、表示部１２１、入力部１２２、通信部１２３、プロセッサ１２４、メモリ１２５を備え、それらは、バス１２６を介して接続されている。 The frequency control device 100 is an information processing device in which a processor executes a computer program to perform processing, and includes a display unit 121, an input unit 122, a communication unit 123, a processor 124, and a memory 125, which are connected via a bus 126.

表示部１２１は、周波数制御装置１００内で扱われるパラメータや処理結果などを表示する。表示部１２１は、ディスプレイ装置であってもよいし、ディスプレイ装置とともにプリンタ装置または音声出力装置などを用いてもよい。 The display unit 121 displays parameters and processing results handled within the frequency control device 100. The display unit 121 may be a display device, or a printer device or an audio output device may be used together with the display device.

入力部１２２は、周波数制御装置１００を動作させるための各種条件などを入力する。入力部１２２は、キーボードおよびマウスなどを使用できる他、タッチパネルまたは音声指示装置などの少なくともいずれか一つを備えるようにしてもよい。 The input unit 122 inputs various conditions for operating the frequency control device 100. The input unit 122 can use a keyboard and a mouse, and may also be equipped with at least one of a touch panel or a voice instruction device.

通信部１２３は、通信ネットワーク３０に接続するための回路および通信プロトコルを備える。通信ネットワーク３０は、インターネットなどのＷＡＮ（Wide Area Network）であってもよいし、ＷｉＦｉなどのＬＡＮ（Local Area Network）であってもよいし、ＷＡＮとＬＡＮが混在していてもよい。 The communication unit 123 includes a circuit and a communication protocol for connecting to the communication network 30. The communication network 30 may be a wide area network (WAN) such as the Internet, a local area network (LAN) such as WiFi, or a mixture of WAN and LAN.

プロセッサ１２４は、コンピュータプログラムを実行し、記憶装置２００に記憶されている各種入力データベース（以降、データベースをＤＢと略記する）２１０内のデータの検索、処理結果の表示指示、電力系統２０の負荷周波数制御に関する処理などを行う。プロセッサ１２４は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）であってもよいし、ＧＰＵ（Graphics Processing Unit）であってもよい。また、プロセッサ１２４は、シングルコアロセッサであってもよいし、マルチコアロセッサであってもよい。さらに、プロセッサ１２４は、処理の一部または全部を行うハードウェア回路（例えばＦＰＧＡ（Field-Programmable Gate Array）またはＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit））を備えていてもよい。また、プロセッサ１２４は、ニューラルネットワークを備えていてもよい。さらに、プロセッサ１２４は、１つまたは複数の半導体チップとして構成してもよいし、計算サーバのようなコンピュータ装置として構成してもよい。 The processor 124 executes computer programs, searches for data in various input databases (hereinafter, databases are abbreviated as DBs) 210 stored in the storage device 200, issues instructions to display processing results, and performs processing related to load frequency control of the power system 20. The processor 124 may be a CPU (Central Processing Unit) or a GPU (Graphics Processing Unit). The processor 124 may be a single-core processor or a multi-core processor. The processor 124 may further include a hardware circuit (e.g., an FPGA (Field-Programmable Gate Array) or an ASIC (Application Specific Integrated Circuit)) that performs part or all of the processing. The processor 124 may further include a neural network. The processor 124 may further include one or more semiconductor chips, or may be configured as a computer device such as a calculation server.

メモリ１２５は、例えば、ＲＡＭ（Random Access Memory）として構成され、コンピュータプログラムおよび計算結果データを記憶したり、各処理に必要なワークエリアをプロセッサ１２４に提供する。 Memory 125 is configured, for example, as RAM (Random Access Memory) and stores computer programs and calculation result data, and provides processor 124 with the work area required for each process.

記憶装置２００は、大容量の記憶容量を有する記憶デバイスであり、例えば、ハードディスク装置やＳＳＤ（Solid State Drive）である。記憶装置２００は、各種プログラムの実行ファイルやプログラムの実行に用いられるデータを保持することができる。また、記憶装置２００は、各種入力ＤＢ２１０と各種出力ＤＢ２２０を保持することができる。さらに、記憶装置２００は、周波数制御プログラムを保持することができる。周波数制御プログラムは、周波数制御装置１００にインストール可能なソフトウェアであってもよいし、周波数制御装置１００にファームウェアとして組み込まれていてもよい。 The storage device 200 is a storage device with a large storage capacity, such as a hard disk drive or a solid state drive (SSD). The storage device 200 can hold executable files for various programs and data used to execute the programs. The storage device 200 can also hold various input DBs 210 and various output DBs 220. Furthermore, the storage device 200 can hold a frequency control program. The frequency control program may be software that can be installed in the frequency control device 100, or may be incorporated in the frequency control device 100 as firmware.

電力系統２０は、複数の発電機２３Ａ～２３Ｄおよび負荷２５Ａ、２５Ｂ、２５Ｄ～２５Ｆが、母線（ノード）２１Ａ～２１Ｆ、変圧器２２Ａ～２２Ｄおよび送電線路（ブランチ）２４Ａ～２４Ｅなどを介して相互に連系されたシステムである。電力系統２０は、送電線路２４Ｂ、２４Ｃ、２４Ｅにより分割された４つのエリアが存在する。この分割されたエリア内では、代表的な母線や発電機や負荷や変圧器が示されている。ここで言う発電機２３Ａ～２３Ｄは、例えば、火力発電機、水力発電機または原子力発電機である。ノード２１Ａ～２１Ｆには、電力系統２０の保護、制御および監視のための各種の計測器が設置されている。また、各ノード２１Ａ～２１Ｄには、蓄電池２６Ａ～２６Ｄおよび再エネ発電機２７Ａ～２７Ｄが接続されている。再エネ発電機２７Ａ～２７Ｄは、例えば、太陽光発電機、太陽熱発電機または風力発電機である。なお、電力系統２０に存在する発電機、負荷、母線、変圧器、送電線路、分割されたエリアの数はさらに多数であってもよい。また、ＬＦＣに用いられる電源は、発電機、蓄電池およびデマンドレスポンスの少なくともいずれか１つから選択することができる。 The power system 20 is a system in which multiple generators 23A-23D and loads 25A, 25B, 25D-25F are interconnected via busbars (nodes) 21A-21F, transformers 22A-22D, and power transmission lines (branches) 24A-24E. The power system 20 is divided into four areas by power transmission lines 24B, 24C, and 24E. Representative busbars, generators, loads, and transformers are shown within these divided areas. The generators 23A-23D here are, for example, thermal power generators, hydroelectric power generators, or nuclear power generators. Various measuring instruments for protecting, controlling, and monitoring the power system 20 are installed in the nodes 21A-21F. In addition, storage batteries 26A-26D and renewable energy generators 27A-27D are connected to each of the nodes 21A-21D. The renewable energy generators 27A to 27D are, for example, solar power generators, solar thermal generators, or wind power generators. The number of generators, loads, busbars, transformers, transmission lines, and divided areas present in the power grid 20 may be even greater. The power source used for LFC can be selected from at least one of a generator, a storage battery, and a demand response.

系統周波数安定化システム１０における周波数制御装置１００のプロセッサ１２４が周波数制御プログラムを記憶装置２００からメモリ１２５に読み出し、周波数制御プログラムを実行することにより、感度行列を基にしたＯＰＦによりＬＦＣのシミュレーションを実施し、各ＬＦＣ電源の出力変化量を決定できる。決定された出力変化量は発電機２３Ａ～２３Ｄ、蓄電池２６Ａ～２６Ｄおよびデマンドレスポンスに割り当てることができる。 The processor 124 of the frequency control device 100 in the system frequency stabilization system 10 reads the frequency control program from the storage device 200 to the memory 125, and executes the frequency control program to perform an LFC simulation using an OPF based on a sensitivity matrix, thereby determining the output change amount of each LFC power source. The determined output change amount can be allocated to the generators 23A-23D, the storage batteries 26A-26D, and the demand response.

なお、周波数制御プログラムの実行は、複数のプロセッサやコンピュータに分担させてもよい。あるいは、プロセッサ１２４は、通信ネットワーク３０を介してクラウドコンピュータなどに周波数制御プログラムの全部または一部の実行を指示し、その実行結果を受け取るようにしてもよい。 The execution of the frequency control program may be shared among multiple processors or computers. Alternatively, the processor 124 may instruct a cloud computer or the like to execute all or part of the frequency control program via the communication network 30 and receive the results of that execution.

また、図１では、記憶装置２００が、各種入力ＤＢ２１０、各種出力ＤＢ２２０を保持する例を示したが、各種入力ＤＢ２１０、各種出力ＤＢ２２０の少なくともいずれか１つをクラウドサーバに保持させるようにしてもよい。 In addition, in FIG. 1, an example is shown in which the storage device 200 stores the various input DBs 210 and the various output DBs 220, but at least one of the various input DBs 210 and the various output DBs 220 may be stored in a cloud server.

図２は、本実施例における系統周波数安定化システムの機能的な構成を示すブロック図である。図２において、周波数制御装置１００は、プロセッサがコンピュータプログラムを実行して処理する機能として、潮流状況計算部１１１、電気的距離計算部１１２、過負荷余裕度判定部１１３、縮約実行部１１４、縮約後感度行列作成部１１５、広域ＬＦＣ計算部１１６、表示処理部１１７を備える。また、記憶装置２００は、各種入力ＤＢ２１０として系統情報ＤＢ２１１を備え、各種出力ＤＢ２２０として、縮約結果ＤＢ２２１、縮約後感度行列ＤＢ２２２、ＬＦＣ計算結果ＤＢ２２３を備える。 Figure 2 is a block diagram showing the functional configuration of the system frequency stabilization system in this embodiment. In Figure 2, the frequency control device 100 includes a power flow state calculation unit 111, an electrical distance calculation unit 112, an overload margin determination unit 113, a reduction execution unit 114, a reduced sensitivity matrix creation unit 115, a wide-area LFC calculation unit 116, and a display processing unit 117 as functions that are processed by a processor executing a computer program. In addition, the storage device 200 includes a system information DB 211 as various input DBs 210, and includes a reduction result DB 221, a reduced sensitivity matrix DB 222, and an LFC calculation result DB 223 as various output DBs 220.

系統情報ＤＢ２１１は、各母線間の線路インピーダンスや各発電機の発電量や各需要の電力消費量や各母線の電圧を格納する。 The system information DB211 stores the line impedance between each busbar, the power generation amount of each generator, the power consumption amount of each demand, and the voltage of each busbar.

潮流状況計算部１１１は、系統情報ＤＢ２１１に格納されている各母線間の線路インピーダンスと各発電機の発電量と各需要の電力消費量と各母線の電圧などを入力として、各線路における潮流状況である潮流量を計算し、過負荷余裕度判定部１１３に出力する。この潮流量の計算には、潮流方程式を用いたＡＣ潮流計算またはＤＣ潮流計算、ＡＣ潮流計算またはＤＣ潮流計算に用いるヤコビアン行列を用いた感度計算のいずれか一つ以上の計算方式を用いることができる。 The power flow status calculation unit 111 inputs the line impedance between each busbar, the power generation amount of each generator, the power consumption amount of each demand, the voltage of each busbar, etc. stored in the system information DB 211, calculates the power flow amount, which is the power flow status in each line, and outputs it to the overload margin determination unit 113. This calculation of the power flow amount can use one or more of the following calculation methods: AC power flow calculation or DC power flow calculation using a power flow equation, and sensitivity calculation using a Jacobian matrix used for AC power flow calculation or DC power flow calculation.

電気的距離計算部１１２は、系統情報ＤＢ２１１に格納されている系統情報を入力として、系統情報に基づく各母線間の線路インピーダンス、系統情報に基づく電圧勾配のいずれか一つ以上を用いて、各母線における流入電力の変化が他母線の電圧と位相角に与える影響の大きさである電気的距離を計算する。そして、電気的距離計算部１１２は、計算した電気的距離を縮約実行部１１４に対して出力する。 The electrical distance calculation unit 112 receives the system information stored in the system information DB 211 as input, and calculates the electrical distance, which is the magnitude of the effect that a change in the inflow power at each busbar has on the voltage and phase angle of the other busbars, using one or more of the line impedance between each busbar based on the system information and the voltage gradient based on the system information. The electrical distance calculation unit 112 then outputs the calculated electrical distance to the reduction execution unit 114.

過負荷余裕度判定部１１３は、系統情報ＤＢ２１１に格納されている線路容量と潮流状況計算部１１１の計算した各線路における潮流量を入力として、線路容量で潮流量を除算した値が閾値以上の値となる、過負荷発生の可能性が高い線路を監視対象となる線路として縮約実行部１１４に出力する。この線路容量には、熱容量、電圧安定性、周波数安定性、同期安定性のいずれか一つ以上を用いることができる。また、線路容量には、定数または時間変化するダイナミックレーティングによる値のいずれか一つを用いることができる。 The overload margin determination unit 113 receives as input the line capacity stored in the system information DB 211 and the power flow rate for each line calculated by the power flow status calculation unit 111, and outputs to the reduction execution unit 114 lines that are likely to be overloaded and for which the value obtained by dividing the power flow rate by the line capacity is equal to or greater than a threshold value, as lines to be monitored. For this line capacity, one or more of thermal capacity, voltage stability, frequency stability, and synchronous stability can be used. For the line capacity, either a constant or a value based on a time-varying dynamic rating can be used.

縮約実行部１１４は、電気的距離計算部１１２の計算した電気的距離と過負荷余裕度判定部１１３の特定した監視対象となる線路と系統情報ＤＢ２１１に格納されている系統情報を入力として、入力となる電気的距離から監視対象となる線路の両端に存在する母線と各母線の間の電気的距離を抽出する。この抽出された電気的距離が閾値を超えている母線を縮約対象として、系統情報ＤＢ２１１の系統情報を基に系統縮約後の系統において線路潮流量を計算する。縮約前後における監視対象となる線路潮流量の誤差が閾値以下に収まっている場合に、系統サイズを小さくする縮約を実施する。縮約判定結果は縮約後感度行列作成部１１５に出力される。また、縮約実行部１１４に入力された値および縮約判定結果は、縮約結果ＤＢ２２１に出力される。 The contraction execution unit 114 receives the electrical distance calculated by the electrical distance calculation unit 112, the line to be monitored identified by the overload margin determination unit 113, and the system information stored in the system information DB 211 as input, and extracts the electrical distance between the busbars at both ends of the line to be monitored and each busbar from the input electrical distance. The busbars whose extracted electrical distance exceeds a threshold value are treated as contraction targets, and the line power flow rate is calculated in the system after the system contraction based on the system information in the system information DB 211. If the error in the line power flow rate to be monitored before and after contraction is within the threshold value, contraction is performed to reduce the system size. The contraction judgment result is output to the post-contraction sensitivity matrix creation unit 115. In addition, the values input to the contraction execution unit 114 and the contraction judgment result are output to the contraction result DB 221.

縮約後感度行列作成部１１５は、縮約実行部１１４の縮約判定結果を入力として、縮約後の電力系統において発電機出力が変化した際の線路潮流量の変化を示す潮流感度行列を作成する。潮流感度行列は、縮約後感度行列ＤＢ２２２に出力される。この潮流感度行列はＡＣ潮流計算またはＤＣ潮流計算のいずれか一つの計算方式に基づき作成することができる。 The reduced sensitivity matrix creation unit 115 uses the reduction judgment result of the reduction execution unit 114 as input to create a power flow sensitivity matrix that indicates the change in line power flow when the generator output changes in the reduced power system. The power flow sensitivity matrix is output to the reduced sensitivity matrix DB 222. This power flow sensitivity matrix can be created based on either the AC power flow calculation or the DC power flow calculation.

広域ＬＦＣ計算部１１６は、縮約後感度行列作成部１１５の潮流感度行列を入力として、運用コスト最小化を目的関数として過負荷を制約条件に含むＯＰＦを潮流感度行列を用いて計算する。このＯＰＦによりＬＦＣ動作量に応じた線路の潮流量変化を計算し、線路の過負荷を防止可能なＬＦＣ動作量を広域的に計算する。ＬＦＣ動作量はＬＦＣ計算結果ＤＢ２２３に出力される。 The wide-area LFC calculation unit 116 receives the power flow sensitivity matrix from the reduced sensitivity matrix creation unit 115 as input, and uses the power flow sensitivity matrix to calculate an OPF that includes overload as a constraint, with the objective function being minimization of operational costs. This OPF calculates the change in line power flow according to the LFC operation amount, and calculates the LFC operation amount that can prevent line overload on a wide area basis. The LFC operation amount is output to the LFC calculation result DB 223.

縮約結果ＤＢ２２１は、各母線の縮約判定の有無、各母線の縮約後の母線、他母線との電気的距離を格納する。縮約後感度行列ＤＢ２２２は、縮約後の電力系統において各母線に対する流入電力の変化が各送電線の潮流量に対して与える影響を示した感度行列を格納する。ＬＦＣ計算結果ＤＢ２２３は、コスト最小化を目的関数として、過負荷を制約条件としたＯＰＦに基づくＬＦＣ電源の動作量を格納する。これらのＤＢを備えることで、系統の潮流量を計算できるとともに、広域ＬＦＣ計算結果を通信部１２３を通して各発電機に送信できる。また、表示処理部１１７により縮約判定結果や各母線間の電気的距離を表示部１２１に表示することで、それらを系統運用者が把握することが出来る。 The contraction result DB221 stores whether each busbar is contracted, the busbar after contraction, and the electrical distance between the busbar and other busbars. The post-contraction sensitivity matrix DB222 stores a sensitivity matrix indicating the effect of a change in the inflow power to each busbar on the power flow rate of each transmission line in the power system after contraction. The LFC calculation result DB223 stores the operating amount of the LFC power source based on the OPF with cost minimization as the objective function and overload as a constraint. By providing these DBs, the power flow rate of the system can be calculated and the wide-area LFC calculation results can be transmitted to each generator through the communication unit 123. In addition, the display processing unit 117 displays the contraction judgment results and the electrical distance between each busbar on the display unit 121, allowing the system operator to grasp them.

図３は、図２の周波数制御装置における過負荷余裕度判定部１１３の処理フローチャートである。図３において、まず、ステップＳ１１で、各線路に対して潮流状況計算部１１１の計算した潮流量を系統情報ＤＢ２１１に格納された各線路の線路容量を用いて除算する。そして、ステップＳ１２で、ステップＳ１１において除算された値が閾値以上か判定する。閾値以上の場合にはステップＳ１３に進む。閾値を下回る場合は、ステップＳ１４に進む。ステップＳ１３では、ステップＳ１２にて閾値以上の線路を監視対象として縮約実行部１１４に出力する。ステップＳ１４では、ステップＳ１２にて閾値を下回る線路を監視対象としないことを縮約実行部１１４に出力する。 Figure 3 is a processing flowchart of the overload margin determination unit 113 in the frequency control device of Figure 2. In Figure 3, first, in step S11, the power flow rate calculated by the power flow status calculation unit 111 for each line is divided by the line capacity of each line stored in the system information DB 211. Then, in step S12, it is determined whether the value divided in step S11 is equal to or greater than a threshold. If it is equal to or greater than the threshold, the process proceeds to step S13. If it is below the threshold, the process proceeds to step S14. In step S13, the lines that are equal to or greater than the threshold in step S12 are output to the contraction execution unit 114 as monitoring targets. In step S14, a message is output to the contraction execution unit 114 indicating that the lines that are below the threshold in step S12 are not to be monitored.

図３の処理フローチャートにより、過負荷の可能性が高い線路を把握することが出来る。この線路情報を基に縮約実行部１４が縮約した系統情報を基に、広域ＬＦＣ計算部１６がＯＰＦを実行することで、縮約前と近しい水準にて過負荷制約を判定できる。 The processing flowchart in Figure 3 makes it possible to identify lines that are highly likely to be overloaded. The reduction execution unit 14 reduces the system information based on this line information, and the wide-area LFC calculation unit 16 executes OPF based on the system information, making it possible to determine the overload constraint at a level close to that before reduction.

図４は、図２の周波数制御装置における縮約実行部１１４の処理フローチャートである。図４において、まず、ステップＳ１で、過負荷余裕度判定部１１３の特定した監視対象となる線路における両端の母線に対する各母線の電気的距離を、電気的距離計算部１１２の計算した電気的距離から抽出する。次に、ステップＳ２で、ステップＳ１にて抽出した電気的距離が閾値α以上となる母線を縮約対象とする。 Figure 4 is a processing flowchart of the contraction execution unit 114 in the frequency control device of Figure 2. In Figure 4, first, in step S1, the electrical distance of each busbar to both end busbars in the line to be monitored identified by the overload margin determination unit 113 is extracted from the electrical distance calculated by the electrical distance calculation unit 112. Next, in step S2, the busbar whose electrical distance extracted in step S1 is equal to or greater than the threshold value α is selected as the contraction target.

ステップＳ３では、系統情報ＤＢ２１１に格納されている系統情報を入力としてステップＳ２で縮約対象とした母線に対して系統縮約を適用する。そして、潮流状況計算部１１１の出力結果である縮約前の系統の潮流量と縮約後の系統の潮流量を計算し、過負荷余裕度判定部１１３の特定した監視対象となる線路において縮約前後における潮流量の差分を計算する。この潮流量の計算には、上述した計算方式を用いることができる。 In step S3, the system information stored in the system information DB 211 is used as input, and system contraction is applied to the busbar that was selected as the target for contraction in step S2. Then, the tidal flow rate of the system before contraction and the tidal flow rate of the system after contraction, which are the output results of the tidal flow status calculation unit 111, are calculated, and the difference in the tidal flow rates before and after contraction is calculated for the line to be monitored that is identified by the overload margin determination unit 113. The calculation method described above can be used to calculate this tidal flow rate.

ステップＳ４では、この差分が規定値に収まっているか判定し、収まっている場合には処理を終了し、縮約する母線情報と縮約後の系統情報を縮約後感度行列作成部１１５に出力する。収まっていない場合は、ステップＳ５に進む。ステップＳ５では、ステップＳ２にて用いた閾値αを一定量増加させステップＳ２に戻る。 In step S4, it is determined whether this difference is within a specified value, and if it is, the process is terminated and the bus information to be contracted and the system information after contraction are output to the contracted sensitivity matrix creation unit 115. If it is not within the range, the process proceeds to step S5. In step S5, the threshold value α used in step S2 is increased by a fixed amount, and the process returns to step S2.

図４の処理フローチャートにより、縮約後の潮流量に関する計算において、過負荷余裕度判定部１１３により監視対象とされた過負荷発生の可能性が高い線路の潮流量を精度よく計算できる。このため、広域ＬＦＣ計算部１１６におけるＯＰＦにおいて計算コストを低減した上で、縮約前と近しい水準にて過負荷制約を判定できる。 The processing flowchart in Figure 4 allows for accurate calculation of the tidal flow rate of lines that are highly likely to be overloaded and are monitored by the overload margin determination unit 113 in the calculation of the tidal flow rate after contraction. This reduces the calculation cost in the OPF in the wide-area LFC calculation unit 116, and allows the overload constraint to be determined at a level close to that before contraction.

以上のよう、本実施例によれば、計算規模を縮小した広域周波数制御を実行することにより、過負荷を防ぎつつ、発電機の運用コストを低減できる周波数制御装置、系統周波数安定化システム、周波数制御方法、および周波数制御プログラムを提供できる。 As described above, according to this embodiment, by performing wide-area frequency control with a reduced calculation scale, it is possible to provide a frequency control device, a system frequency stabilization system, a frequency control method, and a frequency control program that can reduce the operating costs of generators while preventing overload.

図５は、本実施例における系統周波数安定化システムの機能的な構成を示すブロック図である。図５において、図２と同一機能については同一の符号を付し、その説明は省略する。図５において、図２と異なる点は、周波数制御装置がＬＦＣ推定部１１８をさらに備え、記憶装置が各種入力ＤＢ２１０として、調整力単価ＤＢ２１２、出力指令値ＤＢ２１３、出力特性ＤＢ２１４、地域要求量ＤＢ（ＡＲＤＢ）２１５をさらに備える点である。 Figure 5 is a block diagram showing the functional configuration of a system frequency stabilization system in this embodiment. In Figure 5, the same functions as those in Figure 2 are given the same reference numerals, and their explanations are omitted. In Figure 5, the difference from Figure 2 is that the frequency control device further includes an LFC estimation unit 118, and the storage device further includes an adjustment capacity unit price DB 212, an output command value DB 213, an output characteristic DB 214, and an area demand DB (ARDB) 215 as various input DBs 210.

調整力単価ＤＢ２１２は、ＬＦＣ電源の市場価格を格納する。出力指令値ＤＢ２１３は、ＬＦＣ電源の出力指令値を格納する。出力特性ＤＢ２１４は、ＬＦＣ電源の出力上下限値や出力変化速度を格納する。ＡＲＤＢ２１５は、各エリアにおける地域要求量を格納する。また、図５の縮約結果ＤＢ２２１は、各母線の縮約判定の有無、各母線の縮約後の母線、各母線のＬＦＣ動作推定量、他母線との電気的距離を格納する。これらのＤＢを備えることで、ＬＦＣ推定部１１８にて、最適化計算無しにヒューリスティックな手法のみによりＬＦＣ電源の出力を推定できる。 The adjustment capacity unit price DB212 stores the market price of the LFC power source. The output command value DB213 stores the output command value of the LFC power source. The output characteristic DB214 stores the upper and lower output limits and the output change rate of the LFC power source. The ARDB215 stores the regional demand amount in each area. In addition, the contraction result DB221 in FIG. 5 stores whether or not each busbar is contracted, the busbar after contraction, the estimated LFC operation amount of each busbar, and the electrical distance from other busbars. By providing these DBs, the LFC estimation unit 118 can estimate the output of the LFC power source using only heuristic methods without optimization calculations.

ＬＦＣ推定部１１８は、調整力単価ＤＢ２１２、出力指令値ＤＢ２１３、出力特性ＤＢ２１４、ＡＲＤＢ２１５の値を入力として、各エリアのＡＲを満たすようにＬＦＣ電源の出力を推定する。そして、出力変化の生じたＬＦＣ電源をＬＦＣ動作電源として縮約実行部１１４に対して入力する。 The LFC estimation unit 118 estimates the output of the LFC power source to satisfy the AR of each area using the values of the adjustment capacity unit price DB 212, the output command value DB 213, the output characteristic DB 214, and the ARDB 215 as inputs. Then, it inputs the LFC power source that has undergone an output change as an LFC operating power source to the contraction execution unit 114.

図６は、図５の周波数制御装置１５０のＬＦＣ推定部１１８の処理フローチャートである。図６において、ステップＳ３１は、調整力単価ＤＢ２１２の値を基に、各エリアに存在するＬＦＣ電源を単価が安い順に並べる。ステップＳ３２は、ＡＲＤＢ２１５の情報を基に、各エリアのＡＲが０以上か０より小さいか判定する。各エリアのＡＲが０以上の場合、ステップＳ３３に進む。各エリアのＡＲが０より小さい場合、ステップＳ３４に進む。 Figure 6 is a processing flowchart of the LFC estimation unit 118 of the frequency control device 150 in Figure 5. In Figure 6, step S31 arranges the LFC power sources present in each area in order of lowest unit price based on the values of the adjustment capacity unit price DB212. Step S32 determines whether the AR of each area is greater than or equal to 0 or less than 0 based on the information in the ARDB215. If the AR of each area is greater than or equal to 0, proceed to step S33. If the AR of each area is less than 0, proceed to step S34.

ステップＳ３３は、ＡＲが０以上となるエリアにおいて、各電源において出力特性ＤＢ２１４の出力上限値から出力指令値ＤＢ２１３の値を減算する。この値を各電源における出力変化可能量とし、ステップＳ３５に進む。ステップＳ３４は、ＡＲが０より小さくなるエリアにおいて、出力指令値ＤＢ２１３から出力特性ＤＢ２１４の出力下限値の値を減算する。この値を各電源における出力変化可能量とし、ステップＳ３５に進む。 In step S33, in areas where AR is 0 or greater, the value of the output command value DB213 is subtracted from the output upper limit value of the output characteristics DB214 for each power source. This value is set as the amount of output change possible for each power source, and the process proceeds to step S35. In step S34, in areas where AR is less than 0, the value of the output lower limit value of the output characteristics DB214 is subtracted from the output command value DB213. This value is set as the amount of output change possible for each power source, and the process proceeds to step S35.

ステップＳ３５は、各エリアにおいてステップＳ３１にて並べた順に、ステップＳ３３とステップＳ３４にて計算した各電源の出力変化可能量を加算し、ＬＦＣ動作電源となる。この加算は、加算した値が、１を超える定数を乗算したＡＲを超えるまで続ける。そして算出したＬＦＣ動作電源を縮約実行部１１４に出力する。 In step S35, the amount of output change possible for each power source calculated in steps S33 and S34 is added in the order arranged in step S31 for each area to obtain the LFC operating power source. This addition is continued until the added value exceeds the AR multiplied by a constant exceeding 1. The calculated LFC operating power source is then output to the contraction execution unit 114.

図６の処理フローチャートにより、最適化計算無しにヒューリスティックな手法のみによりＬＦＣ電源の出力を推定できる。 The processing flowchart in Figure 6 makes it possible to estimate the output of an LFC power source using only heuristic techniques without optimization calculations.

図７は、図５の周波数制御装置１５０の縮約実行部１１４の処理フローチャートである。図７において、まず、ステップＳ２１で、過負荷余裕度判定部１１３の特定した監視対象となる線路における両端の母線に対する各母線の電気的距離を、電気的距離計算部１１２の計算した電気的距離から抽出する。次に、ステップＳ２２で、ＬＦＣ推定部１１８の特定した監視対象となる電源に対する各母線の電気的距離を、電気的距離計算部１１２の計算した電気的距離から抽出する。そして、ステップＳ２３では、ステップＳ２１にて抽出した電気的距離が閾値β以上となる母線を縮約対象とする。また、ステップＳ２４では、ステップＳ２３にて縮約対象となった母線から、ステップＳ２２にて抽出した電気的距離が閾値γ以下となる母線を除外する。 Figure 7 is a processing flowchart of the contraction execution unit 114 of the frequency control device 150 in Figure 5. In Figure 7, first, in step S21, the electrical distance of each busbar from the busbars at both ends of the line to be monitored identified by the overload margin determination unit 113 is extracted from the electrical distance calculated by the electrical distance calculation unit 112. Next, in step S22, the electrical distance of each busbar from the power source to be monitored identified by the LFC estimation unit 118 is extracted from the electrical distance calculated by the electrical distance calculation unit 112. Then, in step S23, busbars whose electrical distance extracted in step S21 is equal to or greater than the threshold value β are selected as contraction targets. In addition, in step S24, busbars whose electrical distance extracted in step S22 is equal to or less than the threshold value γ are excluded from the busbars to be contracted in step S23.

ステップＳ２５では、系統情報ＤＢ２１１に格納されている系統情報を入力としてステップＳ２３とステップＳ２４に基づき縮約対象とした母線に対して系統縮約を適用する。そして、縮約前の系統の潮流量と縮約後の系統の潮流量を計算し、過負荷余裕度判定部１１３の特定した監視対象となる線路において縮約前後における潮流量の差分を計算する。この潮流量の計算には、上述した計算方式を用いることができる。 In step S25, the system information stored in the system information DB 211 is used as input, and system contraction is applied to the busbars that are the subject of contraction based on steps S23 and S24. Then, the tidal flow rate of the system before contraction and the tidal flow rate of the system after contraction are calculated, and the difference in the tidal flow rate before and after contraction is calculated for the line to be monitored that is identified by the overload margin determination unit 113. The calculation method described above can be used to calculate this tidal flow rate.

ステップＳ２６では、この差分が規定値に収まっているか判定し、収まっている場合には処理を終了し、縮約する母線情報と縮約後の系統情報を縮約後感度行列作成部１１５に出力する。さらに、縮約する母線情報と縮約後の系統情報と縮約実行部１１４に入力された値を縮約結果ＤＢ２２１に出力する。収まっていない場合は、ステップＳ２７に進む。ステップＳ２７では、ステップＳ２３にて用いた閾値βを一定量増加させ、Ｓ２４にて用いた閾値γを一定量減少させステップＳ２３に戻る。 In step S26, it is determined whether this difference is within a specified value, and if it is, the process is terminated and the bus information to be contracted and the system information after contraction are output to the contracted sensitivity matrix creation unit 115. Furthermore, the bus information to be contracted, the system information after contraction, and the value input to the contraction execution unit 114 are output to the contraction result DB 221. If it is not within the range, proceed to step S27. In step S27, the threshold value β used in step S23 is increased by a fixed amount, and the threshold value γ used in S24 is decreased by a fixed amount, and the process returns to step S23.

図７の処理フローチャートにより、縮約後の潮流量に関する計算において、ＬＦＣ動作による潮流量変化と、過負荷余裕度判定部１１３により監視対象とされた過負荷発生の可能性が高い線路の潮流量を精度よく計算できる。このため、広域ＬＦＣ計算部１１６におけるＯＰＦにおいて計算コストを低減した上で、縮約前と近しい水準にて過負荷制約を判定できる。 The processing flowchart in Figure 7 allows for accurate calculation of the tidal flow rate after contraction, including the change in tidal flow rate due to LFC operation and the tidal flow rate of lines that are subject to monitoring by the overload margin determination unit 113 and have a high probability of overload occurrence. This reduces the calculation cost in the OPF in the wide-area LFC calculation unit 116, and allows the overload constraint to be determined at a level close to that before contraction.

図８は、縮約結果ＤＢ２２１に格納されるデータの一例を示す図である。ＬＦＣ動作推定量には、ＬＦＣ推定部１１８にて計算されたＬＦＣ動作量が示されている。監視対象となる線路との電気的距離には、過負荷余裕度判定部１１３のみもしくは、過負荷余裕度判定部１１３とＬＦＣ推定部１１８にて特定された監視対象となる線路と電源に関する母線と各母線の間に存在する電気的距離において最小の値が示されている。 Figure 8 is a diagram showing an example of data stored in the contraction result DB 221. The LFC operation estimated amount shows the LFC operation amount calculated by the LFC estimation unit 118. The electrical distance from the line to be monitored shows the minimum value of the electrical distance between the line to be monitored identified by only the overload margin determination unit 113 or by both the overload margin determination unit 113 and the LFC estimation unit 118 and the busbar related to the power source and each busbar.

この図８により、縮約結果やＬＦＣ動作量が必要な発電機や監視対象となる線路および電源に対する各母線の電気的距離を可視化することが出来る。この可視化により系統運用者が系統状況を詳細に把握することが出来る。 Figure 8 makes it possible to visualize the reduction results, generators requiring LFC operation, and the electrical distance of each busbar to the lines and power sources to be monitored. This visualization allows system operators to grasp the system status in detail.

以上のように、本実施例によれば、実施例１に比べて、より計算規模を縮小した広域周波数制御を実行することができ、過負荷を防ぎつつ、発電機の運用コストを低減できる周波数制御装置、系統周波数安定化システム、周波数制御方法、および周波数制御プログラムを提供できる。 As described above, according to this embodiment, it is possible to perform wide-area frequency control with a reduced calculation scale compared to the first embodiment, and it is possible to provide a frequency control device, a system frequency stabilization system, a frequency control method, and a frequency control program that can prevent overload and reduce the operating costs of generators.

以上、本発明による実施例を示したが、本発明は、発電機の運用コストを低減できる系統周波数安定化システムを提供できるため、炭素排出量を減らし、地球温暖化を防止することができ、ＳＤＧｓ（Sustainable Development Goals）を実現するための特に項目７のエネルギーに貢献する。 The above describes an embodiment of the present invention. The present invention can provide a system frequency stabilization system that can reduce the operating costs of generators, thereby reducing carbon emissions and preventing global warming, and contributing to the realization of the Sustainable Development Goals (SDGs), particularly item 7, energy.

また、本発明は、上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換 をすることが可能である。 The present invention is not limited to the above-mentioned embodiments, but includes various modified examples. For example, the above-mentioned embodiments have been described in detail to clearly explain the present invention, and are not necessarily limited to those having all of the configurations described. It is also possible to replace part of the configuration of one embodiment with the configuration of another embodiment, and it is also possible to add the configuration of another embodiment to the configuration of one embodiment. It is also possible to add, delete, or replace part of the configuration of each embodiment with other configurations.

１０：系統周波数安定化システム、２０：電力系統、３０：通信ネットワーク、１００、１５０：周波数制御装置、２１Ａ～２１Ｆ：母線（ノード）、２２Ａ～２２Ｄ：変圧器、２３Ａ～２３Ｄ：発電機、２４Ａ～２４Ｅ：送電線路（ブランチ）、２５Ａ～２５Ｆ：負荷、２６Ａ～２６Ｄ：蓄電池、２７Ａ～２７Ｄ：再エネ発電機、１００、１５０：周波数制御装置、１１１：潮流状況計算部、１１２：電気的距離計算部、１１３：過負荷余裕度判定部、１１４：縮約実行部、１１５：縮約後感度行列作成部、１１６：広域ＬＦＣ計算部、１１７：表示処理部、１１８：ＬＦＣ推定部、１２１：表示部、１２２：入力部、１２３：通信部、１２４：プロセッサ、１２５：メモリ、２００、２５０：記憶装置、２１０：各種入力ＤＢ、２１１：系統情報ＤＢ、２１２：調整力単価ＤＢ、２１３：出力指令値ＤＢ、２１４：出力特性ＤＢ、２１５：地域要求量ＤＢ（ＡＲＤＢ）、２２０：各種出力ＤＢ、２２１：縮約結果ＤＢ、２２２：縮約後感度行列ＤＢ、２２３：ＬＦＣ計算結果ＤＢ 10: System frequency stabilization system, 20: Power system, 30: Communication network, 100, 150: Frequency control device, 21A to 21F: Busbar (node), 22A to 22D: Transformer, 23A to 23D: Generator, 24A to 24E: Transmission line (branch), 25A to 25F: Load, 26A to 26D: Storage battery, 27A to 27D: Renewable energy generator, 100, 150: Frequency control device, 111: Power flow condition calculation unit, 112: Electrical distance calculation unit, 113: Overload margin determination unit, 114: Reduction execution unit, 115: After reduction Sensitivity matrix creation unit, 116: wide area LFC calculation unit, 117: display processing unit, 118: LFC estimation unit, 121: display unit, 122: input unit, 123: communication unit, 124: processor, 125: memory, 200, 250: storage device, 210: various input DB, 211: system information DB, 212: adjustment capacity unit price DB, 213: output command value DB, 214: output characteristic DB, 215: area demand DB (ARDB), 220: various output DB, 221: reduction result DB, 222: reduced sensitivity matrix DB, 223: LFC calculation result DB

Claims (15)

電力系統の周波数を管理する周波数制御装置であって、
プロセッサを有し、該プロセッサがコンピュータプログラムを実行して処理する機能として、
系統情報を入力として各母線間の電気的距離を計算する電気的距離計算部と、
前記系統情報を入力として潮流量を計算する潮流状況計算部と、
前記系統情報と前記潮流状況計算部の結果を入力として過負荷余裕度を計算する過負荷余裕度判定部と、
前記電気的距離計算部の結果と前記過負荷余裕度判定部の結果を入力として前記電力系統の縮約を判定および実行する縮約実行部と、
前記縮約実行部により判定および実行された縮約結果を入力として感度行列を作成する縮約後感度行列作成部と、
前記縮約後感度行列作成部の出力結果を入力として広域ＬＦＣ計算を実行する広域ＬＦＣ計算部を備えることを特徴とする周波数制御装置。 A frequency control device that manages the frequency of a power system,
The processor has a function of executing and processing a computer program,
an electrical distance calculation unit that calculates the electrical distance between each bus using system information as an input;
a power flow condition calculation unit that calculates a power flow rate by inputting the system information;
an overload margin determination unit that calculates an overload margin using the system information and a result of the power flow status calculation unit as input;
a contraction execution unit that determines and executes contraction of the power system using a result of the electrical distance calculation unit and a result of the overload margin determination unit as inputs;
a reduced sensitivity matrix creation unit that creates a sensitivity matrix using the reduction result determined and executed by the reduction execution unit as an input;
A frequency control device comprising: a wide-area LFC calculation unit that performs wide-area LFC calculation using an output result of the reduced sensitivity matrix creation unit as an input. 請求項１に記載の周波数制御装置であって、
前記電気的距離計算部は、前記系統情報に基づくインピーダンス、前記系統情報に基づく電圧勾配のいずれか一つ以上を入力として、各母線における流入電力の変化が他母線の電圧と位相角に与える影響の大きさである電気的距離を計算することを特徴とする周波数制御装置。 2. The frequency control device according to claim 1,
The frequency control device is characterized in that the electrical distance calculation unit calculates an electrical distance, which is the magnitude of the effect that a change in the inflow power of each busbar has on the voltage and phase angle of the other busbars, using as input at least one of the impedance based on the system information and the voltage gradient based on the system information. 請求項１に記載の周波数制御装置であって、
前記潮流状況計算部は、潮流量計算において、潮流方程式を用いたＡＣ潮流計算またはＤＣ潮流計算、前記ＡＣ潮流計算または前記ＤＣ潮流計算に用いるヤコビアン行列を用いた感度計算のいずれか一つ以上の計算方式を基に各線路に流れる潮流量を計算することを特徴とする周波数制御装置。 2. The frequency control device according to claim 1,
a power flow condition calculation unit that calculates the amount of power flowing through each line based on one or more of the following calculation methods: AC power flow calculation or DC power flow calculation using a power flow equation, and sensitivity calculation using a Jacobian matrix used for the AC power flow calculation or the DC power flow calculation. 請求項１に記載の周波数制御装置であって、
前記過負荷余裕度判定部は、各線路において、入力された前記系統情報の線路容量で前記潮流状況計算部から出力された潮流量を除算した値が閾値以上の値となる線路を監視対象となる線路として特定することを特徴とする周波数制御装置。 2. The frequency control device according to claim 1,
a power line capacity determination unit that determines whether a line capacity of a power line is greater than or equal to a threshold value, and a line capacity is determined by dividing the power line capacity by the power line capacity. 請求項４に記載の周波数制御装置であって、
前記縮約実行部は、前記過負荷余裕度判定部により特定された線路両端の母線に対する各母線の電気的距離を前記電気的距離計算部の計算した電気的距離から抽出し、前記電気的距離が閾値以上の場合に縮約対象として縮約を適用し、縮約後の電力系統にて計算された線路の潮流量と、前記潮流状況計算部の出力結果である縮約前の潮流量との比較に基づき、縮約対象となる母線を判定し、縮約後の電力系統を作成することを特徴とする周波数制御装置。 5. The frequency control device according to claim 4,
the contraction execution unit extracts the electrical distance of each busbar from the busbars at both ends of the line identified by the overload margin determination unit from the electrical distance calculated by the electrical distance calculation unit, applies contraction to the busbar as a target for contraction when the electrical distance is equal to or greater than a threshold, determines the busbar to be contracted based on a comparison of the line power flow calculated in the contracted power system with the power flow before contraction which is the output result of the power flow situation calculation unit, and creates the contracted power system. 請求項１に記載の周波数制御装置であって、
前記縮約後感度行列作成部は、前記縮約実行部により作成された縮約後の電力系統において発電機出力が変化した際の線路潮流量の変化を示す潮流感度行列を作成することを特徴とする周波数制御装置。 2. The frequency control device according to claim 1,
a reduction sensitivity matrix creation unit that creates a power flow sensitivity matrix that indicates a change in line power flow when a generator output changes in the reduced power system created by the reduction execution unit. 請求項１に記載の周波数制御装置であって、
前記広域ＬＦＣ計算部は、前記縮約後感度行列作成部にて出力される潮流感度行列を用いて、発電機運用コスト最小化を目的関数として過負荷を制約条件に含むＯＰＦによりＬＦＣ動作量に応じた線路の潮流量変化を計算し、線路の過負荷を防止可能なＬＦＣ動作量を広域的に計算することを特徴とする周波数制御装置。 2. The frequency control device according to claim 1,
The wide-area LFC calculation unit uses the power flow sensitivity matrix output by the reduced sensitivity matrix creation unit to calculate a change in the power flow on the line according to the LFC operation amount using an OPF that includes overload as a constraint condition and has the minimization of generator operating costs as an objective function, and calculates the LFC operation amount that can prevent line overload on a wide-area basis. 請求項５に記載の周波数制御装置であって、
ＬＦＣ電源の出力を推定し、ＬＦＣ動作により出力変化の生じたＬＦＣ電源をＬＦＣ動作電源として特定し前記縮約実行部に入力するＬＦＣ推定部を有し、
前記縮約実行部は、前記ＬＦＣ推定部の特定した前記ＬＦＣ動作電源に対する各母線の電気的距離を前記電気的距離計算部の計算した電気的距離から抽出し、前記過負荷余裕度判定部により特定された線路両端の母線において縮約対象とされた母線から、前記ＬＦＣ動作電源に対する各母線の電気的距離が閾値以下となる母線を除外して、新たな縮約対象とすることを特徴とする周波数制御装置。 6. The frequency control device according to claim 5,
an LFC estimation unit that estimates an output of an LFC power source, identifies an LFC power source whose output has changed due to an LFC operation as an LFC operating power source, and inputs the identified power source to the reduction execution unit;
The frequency control device is characterized in that the contraction execution unit extracts the electrical distance of each busbar from the LFC operating power source identified by the LFC estimation unit from the electrical distance calculated by the electrical distance calculation unit, and excludes busbars whose electrical distance from the LFC operating power source is below a threshold from the busbars at both ends of the line identified by the overload margin determination unit as new contraction targets. 請求項８に記載の周波数制御装置であって、
前記ＬＦＣ推定部は、調整力単価と出力指令値と出力特性と地域要求量を入力として、最適化計算無しに、各エリアの地域要求量を満たすようにＬＦＣ電源の単価順にＬＦＣ電源の動作量を決定することで前記ＬＦＣ動作電源を特定することを特徴とする周波数制御装置。 9. The frequency control device according to claim 8,
The frequency control device is characterized in that the LFC estimation unit identifies the LFC operating power source by inputting the adjustment power unit price, output command value, output characteristics, and regional demand, and determining the operating amount of the LFC power sources in order of unit price of the LFC power sources so as to satisfy the regional demand of each area without optimization calculations. 請求項１から９の何れか１項に記載の周波数制御装置であって、
前記縮約実行部における縮約判定結果、前記電気的距離計算部における電気的距離の一つ以上に係る情報を画面表示する表示部を具備することを特徴とする周波数制御装置。 A frequency control device according to any one of claims 1 to 9,
A frequency control device comprising: a display unit that displays information relating to one or more of the contraction determination results in the contraction execution unit and the electrical distance in the electrical distance calculation unit on a screen. 電力系統の周波数を管理する周波数制御装置と記憶装置で構成される系統周波数安定化システムであって、
前記記憶装置は、系統情報データベース、縮約結果データベース、縮約後感度行列データベース、ＬＦＣ計算結果データベースを有し、
前記周波数制御装置は、プロセッサを有し、該プロセッサがコンピュータプログラムを実行して処理する機能として、
前記系統情報データベースに格納されている系統情報を入力として各母線間の電気的距離を計算する電気的距離計算部と、
前記系統情報を入力として潮流量を計算する潮流状況計算部と、
前記系統情報と前記潮流状況計算部の結果を入力として過負荷余裕度を計算する過負荷余裕度判定部と、
前記電気的距離計算部の結果と前記過負荷余裕度判定部の結果を入力として前記電力系統の縮約を判定および実行し、縮約判定結果を前記縮約結果データベースに出力する縮約実行部と、
前記縮約実行部により判定および実行された縮約結果を入力として感度行列を作成し、感度行列を前記縮約後感度行列データベースに出力する縮約後感度行列作成部と、
前記縮約後感度行列作成部の出力結果を入力として広域ＬＦＣ計算を実行し、その結果を前記ＬＦＣ計算結果データベースに出力する広域ＬＦＣ計算部を備えることを特徴とする系統周波数安定化システム。 A system frequency stabilization system comprising a frequency control device that manages the frequency of a power system and a storage device,
The storage device includes a system information database, a reduction result database, a reduced sensitivity matrix database, and an LFC calculation result database,
The frequency control device has a processor, and the processor executes a computer program to perform the following processing functions:
an electrical distance calculation unit that calculates the electrical distance between each bus bar by inputting the system information stored in the system information database;
a power flow condition calculation unit that calculates a power flow rate by inputting the system information;
an overload margin determination unit that calculates an overload margin using the system information and a result of the power flow status calculation unit as input;
a reduction execution unit that receives a result of the electrical distance calculation unit and a result of the overload margin determination unit, determines and executes reduction of the power system, and outputs a reduction determination result to the reduction result database;
a reduced sensitivity matrix creating unit that creates a sensitivity matrix using the reduction result determined and executed by the reduction executing unit as an input and outputs the sensitivity matrix to the reduced sensitivity matrix database;
a wide-area LFC calculation unit that uses an output result of the reduced sensitivity matrix creation unit as an input, executes a wide-area LFC calculation, and outputs the result to the LFC calculation result database. 電力系統の周波数を制御する周波数制御方法であって、
系統情報を入力として各母線間の電気的距離を計算し、
前記系統情報を入力として潮流量を計算し、
前記系統情報と前記潮流量を入力として過負荷余裕度を計算し、
前記電気的距離と前記過負荷余裕度を入力として前記電力系統の縮約を判定および実行し、
前記判定および実行された縮約結果を入力として感度行列を作成し、
前記感度行列を入力として広域ＬＦＣ計算を実行することを特徴とする周波数制御方法。 A frequency control method for controlling a frequency of a power system, comprising:
Using system information as input, calculate the electrical distance between each busbar.
Calculate the power flow rate using the system information as an input;
Calculating an overload margin using the system information and the power flow rate as input;
Determining and executing a contraction of the power system using the electrical distance and the overload margin as inputs;
A sensitivity matrix is generated using the judgment and the reduction result as an input.
A frequency control method comprising: performing a wide-area LFC calculation using the sensitivity matrix as an input. 請求項１２に記載の周波数制御方法であって、
前記過負荷余裕度を計算し、各線路において、入力された前記系統情報の線路容量で前記潮流量を除算した値が閾値以上の値となる線路を監視対象となる線路として特定し、
前記特定された線路両端の母線に対する各母線の電気的距離を前記計算した電気的距離から抽出し、前記電気的距離が閾値以上の場合に縮約対象として縮約を適用し、縮約後の電力系統にて計算された線路の潮流量と、縮約前の潮流量との比較に基づき、縮約対象となる母線を判定し、縮約後の電力系統を作成することを特徴とする周波数制御方法。 13. The frequency control method according to claim 12,
calculating the overload margin, and identifying, for each line, a line for which a value obtained by dividing the power flow rate by the line capacity of the input system information is equal to or greater than a threshold value, as a line to be monitored;
A frequency control method comprising the steps of: extracting the electrical distance of each busbar from the busbars at both ends of the identified line from the calculated electrical distance; applying contraction to the busbar as a target for contraction if the electrical distance is equal to or greater than a threshold; determining the busbar to be contracted based on a comparison of the line tidal flow calculated in the contracted power system with the tidal flow before the contraction; and creating a contracted power system. 請求項１３に記載の周波数制御方法であって、
ＬＦＣ電源の出力を推定し、ＬＦＣ動作により出力変化の生じたＬＦＣ電源をＬＦＣ動作電源として特定し、
特定した前記ＬＦＣ動作電源に対する各母線の電気的距離を前記計算した電気的距離から抽出し、前記特定された線路両端の母線において縮約対象とされた母線から、前記ＬＦＣ動作電源に対する各母線の電気的距離が閾値以下となる母線を除外して、新たな縮約対象とすることを特徴とする周波数制御方法。 14. The frequency control method according to claim 13,
An output of an LFC power source is estimated, and an LFC power source in which an output change occurs due to LFC operation is identified as an LFC operating power source;
A frequency control method characterized in that the electrical distance of each busbar from the identified LFC operating power source is extracted from the calculated electrical distance, and from the busbars at both ends of the identified line that are targeted for contraction, busbars whose electrical distance from the LFC operating power source is below a threshold are excluded and set as new contraction targets. 電力系統の周波数を制御する周波数制御をコンピュータに実行させる周波数制御プログラムであって、
系統情報を入力として各母線間の電気的距離を計算するステップと、
前記系統情報を入力として潮流量を計算するステップと、
前記系統情報と前記潮流量を入力として過負荷余裕度を計算するステップと、
前記電気的距離と前記過負荷余裕度を入力として前記電力系統の縮約を判定および実行するステップと、
前記判定および実行された縮約結果を入力として感度行列を作成するステップと、
前記感度行列を入力として広域ＬＦＣ計算を実行するステップと、を前記コンピュータに実行させることを特徴とする周波数制御プログラム。 A frequency control program for causing a computer to execute frequency control for controlling a frequency of a power grid,
A step of calculating the electrical distance between each bus using system information as an input;
Calculating a power flow rate using the grid information as an input;
calculating an overload margin using the system information and the power flow rate as input;
determining and executing a contraction of the power system using the electrical distance and the overload margin as inputs;
A step of creating a sensitivity matrix using the determined and executed reduction results as input;
and executing a wide-area LFC calculation using the sensitivity matrix as an input.

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