JP7505929B2 - Power system management system and method - Google Patents
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Description
本発明は、電力系統管理システム及び方法に関し、例えば、洋上風力発電装置などの再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続される電力系統を管理する電力系統管理システムに適用して好適なものである。 The present invention relates to a power grid management system and method, and is suitable for use in a power grid management system that manages a power grid in which renewable energy devices such as offshore wind power generation devices are connected in a non-farm fashion, for example.
近年、地球温暖化防止のためにCO2排出力が小さい太陽光発電や風力発電の利用が拡大している。太陽光発電は、家庭用太陽光発電装置に代表されるように、発電装置が消費地に近いところに設置されるが、夜間発電ができないために平均稼働率が低いという欠点がある。また太陽光発電は、発電量が雲や雨などの気象状態に大きく影響される。このため、天気予報などを利用して太陽光発電の発電量を前日に予測する場合には、ある程度の予測誤差を考慮することが必要となる。 In recent years, the use of solar power generation and wind power generation, which have low CO2 emissions, has been expanding in order to prevent global warming. Solar power generation, as typified by home solar power generation equipment, is installed close to the consumption area, but has the disadvantage of low average operation rate because it cannot generate electricity at night. In addition, the amount of power generated by solar power generation is greatly affected by weather conditions such as clouds and rain. For this reason, when predicting the amount of power generated by solar power generation the day before using weather forecasts, it is necessary to take into account a certain degree of prediction error.
一方、風力発電は、夜間でも発電でき、特に陸地ではなく海洋に設置される大型の洋上風力発電装置は、年間を通して安定した風に恵まれ、平均稼働率が高いという特徴がある。しかしながら、台風などが接近する場合、風が強すぎると一斉に洋上風力発電が停止するおそれがあり、気象状況により発電量が大きく変動するという欠点もある。 On the other hand, wind power can generate electricity even at night, and large offshore wind power generation equipment, which is installed in the ocean rather than on land, is blessed with stable winds throughout the year and has the advantage of having a high average operating rate. However, when a typhoon or other storm approaches, there is a risk that all offshore wind power generation systems will stop at once if the winds are too strong, and there is also the disadvantage that the amount of power generated can fluctuate greatly depending on weather conditions.
また送電線の電流容量は、火力発電所や原子力発電所などの既存の発電所の最大設計出力値を元に、送電線に落雷事故が発生した場合の一部設備の停止などを考慮して設計されているため、既存の送電線に新たに洋上風力発電による発電電力を流そうとすると、送電線の空き容量が不足するおそれがある。 In addition, the current capacity of transmission lines is designed based on the maximum design output value of existing power plants such as thermal and nuclear power plants, taking into consideration the shutdown of some equipment in the event of a lightning strike on a transmission line. Therefore, if new electricity generated by offshore wind power is to be transmitted through existing transmission lines, there is a risk that the available capacity of the transmission lines will be insufficient.
さらに、家庭用太陽光発電装置の発電量が予測よりも減る場合は、その家庭用太陽光発電装置を設置している需要家の負荷が増えたことと等価であるため、送電線に流れる電力に変動を与えることになる。このとき仮に送電線が過負荷となる場合には、洋上風力発電の出力抑制や火力発電装置の発電抑制を速やかに行うことが必要となる。 Furthermore, if the amount of power generated by a home solar power generation system falls short of what was predicted, this is equivalent to an increase in the load on the consumer who has installed that home solar power generation system, which will cause fluctuations in the power flowing through the transmission lines. If the transmission lines become overloaded in this case, it will become necessary to quickly curtail the output of offshore wind power generation and the power generated by thermal power generation systems.
そこで、前日に翌日の24時間分の送電線に流れる電力を推定し、推定結果を事前に各種の計算手法で求められる運用限界値(運用目標値とも呼ぶ)と呼ばれる送電線に流せる潮流電力の運用上の最大値と比較し、送電線に空きがある時間帯は洋上風力発電装置などの再生可能エネルギー発電装置に送電線を利用させ、なんらかの理由で送電線に空きがなくなる時間帯には再生可能エネルギー発電装置の出力を抑制する、いわゆるノンファーム型接続の導入が検討されている。 Therefore, the introduction of a so-called non-farm type connection is being considered, in which the power flowing through the transmission line for the next 24 hours is estimated the day before, and the estimated result is compared with the maximum operational value of the tidal flow power that can flow through the transmission line, known as the operational limit value (also called the operational target value), which is obtained in advance using various calculation methods.When there is availability on the transmission line, the transmission line is used by renewable energy power generation equipment such as offshore wind power generation equipment, and when there is no availability on the transmission line for some reason, the output of the renewable energy power generation equipment is suppressed.
他方、送電線の運用限界電力は、例えば、送電線の保守工事がある時間帯には、工事区間の送電線を停止する必要があるため、運用限界電力は工事がある時間帯は一時的に下げることになる。また、基幹系統などの電圧階級が高い送電線が2ルートある場合、工事時間帯は一時的に1ルートになるため、その送電線に繋がる電圧階級の低い送電線に流せる電力も抑制することが必要となる。このため、複数の送電線に流れる予想電力をすべて考慮して、各送電線の運用限界値を決定する必要がある。 On the other hand, for example, during times when maintenance work is being carried out on a transmission line, it is necessary to shut down the transmission line in the work section, so the operational limit power of the transmission line will be temporarily lowered during the time when the work is being carried out. Also, when there are two routes of transmission lines with a high voltage class, such as a trunk system, during times when there is work there will temporarily be only one route, so it will be necessary to restrict the power that can flow through the lower voltage class transmission line connected to that transmission line. For this reason, the operational limit value of each transmission line must be determined by taking into account all the expected power flowing through multiple transmission lines.
近年、各所において風力発電装置や太陽光発電装置などの再生可能エネルギー装置が数多く導入されてきており、送電線や変圧器などの系統設備に流れる電力が大きく変動し、平常時の過負荷問題や、事故時の安定度維持問題などが発生するおそれが大きくなってきている。これらの諸問題を解決するために、例えば特許文献1では、再生可能エネルギーや発電機を停止させて安定運転を維持することが提案されている。
In recent years, many renewable energy devices such as wind power generation devices and solar power generation devices have been introduced in various places, causing large fluctuations in the power flowing through system equipment such as transmission lines and transformers, and increasing the risk of overload problems during normal times and problems maintaining stability in the event of an accident. To solve these problems, for example,
また特許文献2には、風力発電や太陽光発電、地熱発電及びバイオマス発電などの各種再生可能エネルギー発電設備の連系供給容量枠を用いて商用電力系統に連系するハイブリッド系統接続システムが提案されている。
しかしながら、これら特許文献1や特許文献2には、送電線の空き容量を無駄なく活用し、系統に接続された風力発電装置や太陽光発電装置などの再生可能エネルギー装置の抑制量を最小化することについては何らの開示も示唆もない。
However,
本発明は以上の点を考慮してなされたもので、送電線の空き容量を無駄なく活用し、再生可能エネルギー装置の出力抑制量を最小化することにより、再生可能エネルギー装置の発電電力量を最大化し、かくして再生可能エネルギーの有効活用を推進させ得る電力系統安定化システム及び方法を提案しようとするものである。 The present invention has been made in consideration of the above points, and aims to propose a power system stabilization system and method that can maximize the amount of power generated by renewable energy devices by making full use of available capacity on transmission lines and minimizing the amount of output suppression of renewable energy devices, thereby promoting the effective use of renewable energy.
かかる課題を解決するため本発明においては、再生可能エネルギーを発電する再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続された電力系統を管理する電力系統管理システムにおいて、前記電力系統のエリア全体でなる全体エリアを管轄する第1の計算機システムと、それぞれ前記全体エリア内の互いに重複しない部分的なエリアを管轄する複数の第2の計算機システムと、前記再生可能エネルギー装置の発電量を直接的又は間接的に制御する第3の計算機システムとを設け、各前記第2の計算機システムが、自己が管轄する前記部分的なエリアでなる部分エリア内の発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とを前記第1の計算機システムと共有し、自己が管轄する前記部分エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を、当該部分エリア内における発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とに基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を前記第1の計算機システムに通知し、前記第1の計算機システムが、前記全体エリア内における前記ノンファーム型接続された前記再生可能エネルギー装置により発電される前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記部分エリアにおける前記再生可能エネルギーの発電実績と、各前記部分エリア内の前記送電線の運用限界値に基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記第2の計算機システムからそれぞれ通知される前記再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正し、前記第3の計算機システムが、前記第1の計算機システムにより算出及び補正された前記抑制量分だけ前記再生可能エネルギーの発電量を抑制するように、前記再生可能エネルギー装置の発電量を制御するようにした。 In order to solve such problems, the present invention provides a power system management system that manages a power system in which renewable energy devices that generate renewable energy are connected in a non-farm type, comprising a first computer system that manages an entire area of the power system, a plurality of second computer systems that each manage a partial area that does not overlap with each other within the entire area, and a third computer system that directly or indirectly controls the amount of power generated by the renewable energy devices, and each of the second computer systems shares with the first computer system the power generation record within a partial area that is the partial area under its jurisdiction and the operational limit value of the transmission line within the partial area, and determines the amount of suppression of the renewable energy within the partial area under its jurisdiction based on the power generation record within the partial area and the operational limit value of the transmission line within the partial area. The third computer system calculates the amount of suppression of the renewable energy generated by the non-firm-type connected renewable energy device in the entire area based on the power generation record of the renewable energy in each of the partial areas and the operational limit value of the power transmission line, and notifies the first computer system of the calculated amount of suppression of the renewable energy, and the first computer system calculates the amount of suppression of the renewable energy generated by the non-firm-type connected renewable energy device in the entire area based on the power generation record of the renewable energy in each of the partial areas and the operational limit value of the power transmission line in each of the partial areas, corrects the calculated amount of suppression of the renewable energy based on the amount of suppression of the renewable energy notified by each of the second computer systems, and the third computer system controls the amount of power generation of the renewable energy device so as to suppress the amount of power generation of the renewable energy by the amount of suppression calculated and corrected by the first computer system.
また本発明においては、再生可能エネルギーを発電する再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続された電力系統を管理する電力系統管理システムにおいて実行される電力系統管理方法であって、前記電力系統管理システムは、前記電力系統のエリア全体でなる全体エリアを管轄する第1の計算機システムと、それぞれ前記全体エリア内の互いに重複しない部分的なエリアを管轄する複数の第2の計算機システムと、前記再生可能エネルギー装置の発電量を直接的又は間接的に制御する第3の計算機システムとを有し、各前記第2の計算機システムが、自己が管轄する前記部分的なエリアでなる部分エリア内の発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とを前記第1の計算機システムと共有し、自己が管轄する前記部分エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を、当該部分エリア内における発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とに基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を前記第1の計算機システムに通知する第1のステップと、前記第1の計算機システムが、各前記部分エリアにおける前記再生可能エネルギーの発電実績と、各前記部分エリア内の前記送電線の運用限界値に基づいて算出した、前記全体エリア内における前記ノンファーム型接続された前記再生可能エネルギー装置により発電される前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記第2の計算機システムからそれぞれ通知される前記再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正する第2のステップと、前記第3の計算機システムが、前記第1の計算機システムにより算出及び補正された前記抑制量分だけ前記再生可能エネルギーの発電量を抑制するように、前記再生可能エネルギー装置の発電量を制御する第3のステップとを設けるようにした。 In addition, the present invention provides a power system management method executed in a power system management system that manages a power system in which renewable energy devices that generate renewable energy are connected in a non-farm type, the power system management system having a first computer system that manages an entire area of the power system, a plurality of second computer systems that each manage a partial area that does not overlap with each other within the entire area, and a third computer system that directly or indirectly controls the power generation amount of the renewable energy devices, and each of the second computer systems shares with the first computer system the power generation record within a partial area that is the partial area under its jurisdiction and the operational limit value of the transmission line within the partial area, and determines the suppression amount of the renewable energy within the partial area under its jurisdiction based on the power generation record within the partial area and the operational limit value of the transmission line within the partial area. The method includes a first step of calculating the suppression amount of the renewable energy based on the operational limit value of the transmission line in the area and notifying the first computer system of the calculated suppression amount of the renewable energy, a second step of correcting the suppression amount of the renewable energy generated by the non-firm type connected renewable energy device in the entire area, which is calculated based on the power generation record of the renewable energy in each of the partial areas and the operational limit value of the transmission line in each of the partial areas, based on the suppression amount of the renewable energy notified by each of the second computer systems, and a third step of controlling the power generation amount of the renewable energy device so as to suppress the power generation amount of the renewable energy by the suppression amount calculated and corrected by the first computer system.
本発明の電力系統管理システム及び方法によれば、全体エリア内の再生可能エネルギーの抑制量をより迅速に算出することができるため、より実需給断面に時間的に近いタイミングでより実状に沿った情報に基づいて再生可能エネルギーの抑制量を算出することができる。これにより、送電線の運用限界値のマージンを小さく設定することができ、その分、再生可能エネルギーに割りてる送電線の空き容量を無駄なく活用することができる。 The power grid management system and method of the present invention allows for a faster calculation of the amount of suppression of renewable energy within the entire area, making it possible to calculate the amount of suppression of renewable energy based on information more in line with the actual situation and at a timing closer to the actual supply and demand cross-section. This allows for a smaller margin to be set for the operational limit value of the transmission line, and therefore allows for the free capacity of the transmission line allocated to renewable energy to be used without waste.
本発明によれば、ノンファーム型接続された再生可能エネルギーの抑制量を低減させることができ、再生可能エネルギー装置の出力抑制量を最小化し、再生可能エネルギー装置の発電電力量を最大化することができる。かくするにつき、再生可能エネルギーの有効活用を推進させることができる。 According to the present invention, it is possible to reduce the amount of suppression of non-farm-type connected renewable energy, minimize the amount of output suppression of the renewable energy device, and maximize the amount of power generated by the renewable energy device. This makes it possible to promote the effective use of renewable energy.
以下図面について、本発明の一実施の形態を詳述する。 One embodiment of the present invention will be described in detail below with reference to the drawings.
(1)第1の実施の形態
(1-1)本実施の形態による電力系統管理システムの構成
図1において、1は全体として本実施の形態による電力系統管理システムを示す。この電力系統管理システム1は、一般送配電事業者が保有する送電線2,3(3A,3B)及び変圧器4(4A1,4A2,4B)などの送電設備や、火力発電所や水力発電所などの発電機5(5A,5B,5C),6(6A,6B)などから構成される電力系統の運用を管理するためのシステムであり、ネットワーク7を介して相互に接続された中央給電指令所システム8、再エネ系統安定化システム9及び複数の再エネ系統安定化サブシステム10(10A,10B)を備えて構成される。
(1) First embodiment (1-1) Configuration of the power system management system according to this embodiment In Fig. 1, 1 indicates the power system management system according to this embodiment as a whole. This power
中央給電指令所システム8は、一般送配電事業者の管轄エリア全体(以下、適宜、これを全体エリアAR1と呼ぶ)の電力系統全体を統合的に管理する機能を有する計算機システムである。
The central load
また再エネ系統安定化システム9は、全体エリアAR1内の風力発電装置11(11A,11B)や太陽光発電装置12(12A,12B)などの再生可能エネルギー装置から負荷(需要家)までの電力系統を安定化させるための各種演算処理を実行する機能を有する計算機システムである。
The renewable energy
各再エネ系統安定化サブシステム10は、それぞれ全体エリアAR1内の互いに重複しない部分的な一部のエリア(以下、これを部分エリアAR2(AR2A,AR2B)と呼ぶ)における再生可能エネルギー装置から負荷までの電力系統を安定化させるための各種演算処理を実行する機能を有する計算機システムである。全体エリアAR1は複数の部分エリアAR2に分割され、部分エリアAR2ごとに、それぞれその部分エリアAR2を管轄する再エネ系統安定化サブシステム10が設置される。
Each renewable energy
なお本電力系統管理システム1の場合、図2に示すように、各再エネ系統安定化サブシステム10は、それぞれ自己が管轄する部分エリア(以下、これを管轄部分エリアと呼ぶ)AR2内の各発電機6の発電実績(以下、これを発電機発電実績と呼ぶ)、各風力発電装置11の発電実績(以下、これを風力発電実績と呼ぶ)、及び、各太陽光発電装置12の発電実績(以下、これをPV発電実績と呼ぶ)とを、自サブシステム内の系統データ保存データベース13(13A,13B)に登録して管理している。
In the case of this power
また系統データ保存データベース13には、後述のように再エネ系統安定化システム9から通知された管轄部分エリアAR2内の送電線3の運用限界値と、所定時間(以下、30分とする)ごとの24時間分の管轄部分エリアAR2内の発電計画値、再生可能エネルギーの出力予測値及び需給予測値も格納される。
The system
一方、再エネ系統安定化システム9は、各再エネ系統安定化サブシステム10の管轄部分エリアAR2内の送電線3の運用限界値と、後述のように各再エネ系統安定化サブシステム10からそれぞれ通知されるその再エネ系統安定化サブシステム10の管轄部分エリアAR2内の発電機発電実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とを自システム内の系統データ保存データベース14に登録して管理している。
Meanwhile, the renewable energy
また系統データ保存データベース14には、後述のように中央給電指令所システム8から通知された全体エリアAR1内の各送電線2,3の運用限界値と、30分ごと24時間分の全体エリアAR1内の発電計画値、再生可能エネルギーの出力予測値及び需給予測値も格納される。
The system
そして各再エネ系統安定化サブシステム10は、時々刻々と変化する発電機発電実績、風力発電実績及び又は太陽光発電実績を、適宜、系統データ保存データベース13に登録すると共に、登録した発電機発電実績、風力発電実績及び又は太陽光発電実績を再エネ系統安定化システム9に通知する。また再エネ系統安定化システム9は、再エネ系統安定化サブシステム10から送信される発電機発電実績、風力発電実績及び又は太陽光発電実績を、自己の系統データ保存データベース14に順次登録する。
Each renewable energy
このようにして本電力系統管理システム1では、再エネ系統安定化システム9の系統データ保存データベース14と、各再エネ系統安定化サブシステム10の系統データ保存データベース13とにそれぞれ登録されている上述の各種情報がその再エネ系統安定化サブシステム10及び再エネ系統安定化システム9間で同期が取れられた状態で共有される。
In this way, in this power
以上の構成を有する本電力系統管理システム1において、中央給電指令所システム8は、時々刻々と変化する全体エリアAR1内の30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における電力需要や、これらの需給断面における全体エリアAR1内に存在する各再生可能エネルギー装置(風力発電装置11及び太陽光発電装置12)の電力量をそれぞれ予測し、予測結果に基づいて発電機5,6による30分ごと24時間分の発電計画を立案する。
In the power
また中央給電指令所システム8は、図3に示すように、上述のように立案した30分ごと24時間分の各需給断面における発電計画値と、これらの各需給断面における電力需要の予測値(以下、これを需要予測値と呼ぶ)と、これらの各需給断面における全体エリアAR1内の各再生可能エネルギー装置の出力の予測値(以下、これを再エネ出力予測値と呼ぶ)とを再エネ統合安定化システム9に通知する。また中央給電指令所システム8は、これらの情報と併せて、予め設定されている各送電線2,3の運用限界値を再エネ系統安定化システム9に通知する。
As shown in Fig. 3, the central load
再エネ系統安定化システム9は、中央給電指令所システム8から通知された各需給断面における全体エリアAR1内の発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値と、各送電線2,3の運用限界値とを、上述のように系統データ保存データベース14(図2)に格納して管理する。
The renewable energy
そして再エネ系統安定化システム9は、各再エネ系統安定化サブシステム10に対して、系統データ保存データベース14に格納したこれら各需給断面における全体エリアAR1内の発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値の各情報のうち、その再エネ系統安定化サブシステム10の管轄部分エリアAR2内の発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値とその管轄部分エリアAR2内の送電線3の運用限界値とをそれぞれ送信する。
Then, the renewable energy
また再エネ系統安定化システム9は、各需給断面における各送電線2,3の空き容量をそれぞれ算出し、ある需給断面においてかかる空き容量が予め設定された閾値(以下、これを空き容量閾値と呼ぶ)未満となる部分エリアAR2が存在する場合であって、その部分エリアAR2内の送電線3の運用限界値を増加させることが可能なときには、その送電線3の運用限界値を可能な限り増加させた新たな運用限界値を算出し、算出した新たな運用限界値をその部分エリアAR2を管轄する再エネ系統安定化サブシステム10と中央給電指令所システム8とに通知する。
The renewable energy
さらに再エネ系統安定化システム9は、系統データ保存データベース14に格納された全体エリアAR1内の各需給断面における発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値と、各部分エリアAR2内の発電機発電実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とに基づいて、これらの時間帯において全体エリアAR1内で抑制すべき再生エネルギー量(再生可能エネルギーの抑制量)と、発電機5,6の出力電力の調整量(以下、これを発電機出力調整量と呼ぶ)とをそれぞれ算出し、算出した発電機出力調整量を中央給電指令所システム8に通知する。
Furthermore, the renewable energy
一方、再エネ系統安定化サブシステム10は、再エネ系統安定化システム9から通知された管轄部分エリアAR2内の送電線3の運用限界値と、管轄部分エリアAR2内の発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値とを系統データ保存データベース13(図2)に格納して管理する。
On the other hand, the renewable energy
そして再エネ系統安定化サブシステム10は、これらの情報と、系統データ保存データベース13に格納されている管轄部分エリアAR2内の発電機発電実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とに基づいて、管轄部分エリアAR2内の送電線3の各需給断面における運用限界値と、管轄部分エリアAR2内の送電線3の運用限界制限を守るために抑制すべき各需給断面における再生可能エネルギーの抑制量とをそれぞれ算出する。
Then, based on this information and the generator power generation records, wind power generation records, and solar power generation records within the jurisdictional partial area AR2 stored in the system
そして再エネ系統安定化サブシステム10は、上述のように算出した各需給断面における送電線3の運用限界値及び再生可能エネルギーの抑制量と、管轄部分エリアAR2内の発電機発電実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とを再エネ系統安定化システム9に通知する。
Then, the renewable energy
再エネ系統安定化システム9は、各再エネ系統安定化サブシステム10から通知されたこれらの情報を自己の系統データ保存データベース14に格納する。
The renewable energy
また再エネ系統安定化システム9は、各再エネ系統安定化サブシステム10からそれぞれ通知された各需給断面における送電線3の運用限界値及び再生可能エネルギーの抑制量に基づいて、上述のように自己が算出した各需給断面における全体エリアAR1内の各送電線2,3の運用限界値と、再生可能エネルギーの抑制量と、発電機出力調整量とをそれぞれ必要に応じて補正し、補正したこれらの情報を中央給電指令所システム8に通知する。
In addition, the renewable energy
中央給電指令所システム8は、再エネ系統安定化システム9から通知された各需給断面における再生可能エネルギーの抑制量に基づいて、30分の各時間帯ごとの再生可能エネルギーの抑制量をインターネット上の自社のホームページなどで公開することにより、ノンファーム型接続された再生可能エネルギー装置を保有する発電事業者に再生可能エネルギーの発電の抑制を求める。また中央給電指令所システム8は、再エネ系統安定化システム9から通知された発電機出力調整量に基づいて、必要な発電機5,6の出力を増減させるよう発電計画を再立案する。
The central load
そして中央給電指令所システム8は、その後、再立案した発電計画に従って全体エリアAR1内の各発電機5,6に適切な出力指令値(出力させる電力値)を与えることにより、これら発電機5,6の発電電力量を制御する。
The central load
(1-2)ノンファーム型接続導入後における再生可能エネルギー発電計画作成の流れ
図4は、図1の電力系統に対して「ノンファーム型接続」を導入した場合における、再生可能エネルギーの発電事業者20による発電計画の作成の流れを示す。図4に示すように、かかる発電事業者20は、まず、翌日の発電計画をその前日に作成し(S1)、作成した発電計画を一般送配電事業者21に提出する(S2)。
(1-2) Flow of creating a renewable energy power generation plan after the introduction of a non-firm type connection Figure 4 shows the flow of creating a power generation plan by a renewable energy
一般送配電事業者21は、翌日の需要予測及び発電計画の策定を行い、各発電事象者20からそれぞれ提出された発電計画に従って再生可能エネルギーの発電が行われた場合に送電設備に過負荷(混雑)が発生しないかを評価する(S3)。そして一般送配電事業者21は、送電設備に過負荷が発生すると判断した場合には、その過負荷を解消するために必要な再生可能エネルギーの抑制量をインターネット上の自社のホームページなどで公開する(S4)。かくして、発電事業者20は、かかる公開された再生可能エネルギーの抑制量に基づいて、翌日の発電計画の見直しを行う(S5)。
The general electricity transmission and
また発電事業者20は、上述と同様に、当日も対象とする実需給断面の1+α(αは、例えば4又は5)時間前までに発電計画を作成して一般送配電事業者21に提出し(S6、S7)、この発電計画に基づいて一般送配電事業者21が送電設備の過負荷を評価し(S8)、再生可能エネルギーの必要な抑制量をインターネット上の自社のホームページで公開する(S9)。かくして、発電事業者20は、かかる公開された再生可能エネルギーの抑制量に基づいて、実需給断面における発電計画の見直しを行う(S10)。さらに実需給断面の1時間前にも同様の処理が繰り返される(S11~S15)。
As described above, the
このように「ノンファーム型接続」を導入する場合、一般送配電事業者21は翌日の再生可能エネルギーの抑制量を前日に決定し、発電事業者20は、この決定に従って翌日の発電計画を見直す。また、一般送配電事業者21は当日の朝にも再生可能エネルギーの抑制量を決定し、発電事業者20は、この決定に従って当日の発電計画を見直す。さらに、実際の発電の1時間前にも再度同じ手順で再生可能エネルギーの抑制量が算出される。
When a "non-farm type connection" is introduced in this way, the general electricity transmission and
ここで、図5に示すように、図1の基幹系統2に新たに再生可能エネルギー装置(図5では風力発電装置22)を「ノンファーム型接続」の電源として接続し、基幹系統2の一方のルート2Aを流れる潮流電力P1と、他方のルート2Bを流れる潮流電力P2の合計(P1+P2)をフェンス潮流電力(基幹系統2の潮流電力(P1+P2))として、図6(A)において矢印aで示すように、事前に求めた基幹系統2の運用限界値(例えば、3620MW)と、潮流電力(P1+P2)との差分(つまり基幹系統2の空き容量)を風力発電装置22からの風力発電電力に割り当てることを考える。
As shown in Figure 5, a new renewable energy device (wind
この場合、前日に翌日の24時間分の太陽光発電装置12(12A)の発電量の予測値と、負荷23(図5)の24時間の予測カーブと、発電機5(図5)の24時間の運転計画とを元に、基幹系統2の30分ごと24時間分の潮流電力(P1+P2)を予測し、当該潮流電力(P1+P2)と、運用限界値との差分を、風力発電装置22に許容する発電量とする。
In this case, the tidal power (P1+P2) of the
図6(B)に示すように、基幹系統2及び変圧器4(図5)間を接続する送電線3に流れる潮流電力P3(図4)は、太陽光発電装置12の発電量と、負荷23による消費電力量との合計として算出され、日中大きく低下する日と、大きく低下しない日とがある。潮流電力P3が日中大きく低下する日は太陽光発電装置12の発電量が多い日であり、潮流電力P3に減少に伴って基幹系統2の潮流電力(P1+P2)が日中増えることになる。このため、ノンファーム型接続された風力発電装置22に許容される発電量は小さくなる。
As shown in FIG. 6(B), the forward power P3 (FIG. 4) flowing through the
一方、図7及び図8は、運用限界潮流の位置を発電機5及び風力発電装置22の近くに設定した例である。この場合、日中太陽光発電装置12が発電すると、送電線3に流れる潮流電力P3が小さくなり、基幹系統2を流れる潮流電力(P1+P2)も減ることとなるため、図8(A)及び(B)からも明らかなように、風力発電装置22に許容される発電量が増える。つまり、この場合には、ノンファーム型接続された風力発電装置22に許される発電量が図5及び図6と逆の傾向を示す。
On the other hand, Figures 7 and 8 show an example in which the position of the operational limit current is set near the
他方、図9及び図10は、また別の例である。この例の場合、構成としては図5及び図6の例に近いが、太陽光発電装置12(図9)の発電量に大きく影響されることなく、ノンファーム型接続された風力発電装置22に許容される発電量は大きく変化しない。ただし、図10(A)及び(B)は潮流電力P3のプラスマイナス両方向に運用限界値が設定された例であり、負荷23(図9)が大口需要家で工場などの設備が停止していると、太陽光発電装置12の多くの発電電力がかかる送電線3を介して基幹系統2に逆流するため、潮流電力P3のマイナス側の運用限界値の大きさを超過しないように太陽光発電装置12の発電量を抑制することが必要である。
On the other hand, Figures 9 and 10 are another example. In this example, the configuration is similar to the examples in Figures 5 and 6, but the amount of power generation allowed by the non-farm-type connected wind
このように太陽光発電装置12の出力により、「ノンファーム型接続」された風力発電装置22に割当て可能な基幹系統2の空き容量は変動する。従って、太陽光発電装置12等の実際の出力を速やかに計測し、ノンファーム型接続された風力発電装置22に対する抑制量を算出することで、基幹系統2の空き容量を無駄なく活用することが可能となる。
In this way, the available capacity of the
(1-3)各送電線を流れる潮流電力の抑制
ところで、再生可能エネルギー装置の発電量は気象状況により変動する。このため本電力系統管理システム1において、全体エリアAR1内に需要家や発電事業者が所有する風力発電装置11や太陽光発電装置12などの再生可能エネルギー装置が増えると、中央給電指令所システム8が全体エリアAR1内の各発電機5,6に与える時々刻々の出力指令値を適切に算出することが困難になる。
(1-3) Suppression of tidal power flowing through each transmission line The amount of power generated by renewable energy devices fluctuates depending on weather conditions. Therefore, in the power
一方、各送電線2,3には、事故発生時にも過渡安定度、電圧安定性及び周波数安定性を維持できる電力量として、その送電線2,3に流せる電力の最大値が上述のように運用限界値としてそれぞれ設定される。このため、中央給電指令所システム8が各発電機5,6に与える出力指令値を算出する際には、送電線2,3に流れる潮流電力をその送電線2,3の運用限界値以下に抑えるという、各送電線2,3の運用限界制約を守ることが必要となる。
Meanwhile, for each
そこで中央給電指令所システム8は、かかる送電線2,3の運用限界制約を守るために、各送電線2,3に流れる潮流電力が、ある程度の余裕(マージン)をもってその送電線2,3について設定された運用限界値以下となるように、全体エリアAR1内の各再生可能エネルギー装置の発電可能量を予測しながら、全体エリアAR1内の各発電機5,6に与える出力指令値を決めることになる。
Then, in order to comply with the operational limit constraints of the
このマージンの大きさは、全体エリアAR1内の需要予測や各再生可能エネルギー装置の出力予測の予測精度に大きく依存し、かかる予測精度が高ければ高いほどより小さく設定することができ、かかる予測精度が低ければ低いほどより大きく設定する必要がある。このため、かかる予測精度が低い状況下においては、かかるマージンを大きくとる分、再生可能エネルギーに割り当て可能な送電線2,3の空き容量が小さくなることにより、「ノンファーム型接続」された再生可能エネルギー装置から出力される再生可能エネルギーの抑制量が大きくなり、再生可能エネルギーの有効活用を推進させ難いという問題がある。
The size of this margin depends heavily on the accuracy of the demand forecast within the entire area AR1 and the output forecast of each renewable energy device; the higher the accuracy of the forecast, the smaller the margin can be set, and the lower the accuracy of the forecast, the larger the margin must be set. For this reason, in a situation where the accuracy of the forecast is low, the free capacity of the
他方、各送電線2,3の運用限界値は、送電線2,3の保守工事がある時間帯や期間などに一時的に下げられる。例えば、図1の例において、電圧階級が高い基幹系統の送電線2(以下、これを単に基幹系統2と呼ぶ)は2ルート構成であり、各ルート2A,2Bの送電限界値の合計値をこの基幹系統2の運用限界値として定義し、各ルート2A,2Bをそれぞれ流れる潮流電力P1,P2の合計値(P1+P2)を、基幹系統2の流電力として管理するものとする。
On the other hand, the operational limit value of each
この場合において、基幹系統2の片方のルート2A,2Bが保守工事で停止する場合、工事期間(例えば1ヵ月)は一時的に1ルート運用になるために、電圧階級が低い各送電線3にそれぞれ流れる潮流電力P3,P4も抑制する必要がある。このために、これらの送電線3に流れる潮流電力P3,P4をすべて予測し、予測結果を利用してこれら電圧階級が低い送電線3ごとの運用限界値を決定する必要がある。
In this case, if one of the
また基幹系統2に流れる潮流電力(P1+P2)を抑えるためには、発電機5A,5Bの出力を抑制するのに加えて、図1において「エリアA」で表す部分エリアAR2A内の発電機6A、風力発電装置11A及び太陽光発電装置12Aの出力を抑制して送電線3Aの潮流電力P3を抑制したり、図1において「エリアB」で表す部分エリアAR2B内の発電機6B、風力発電装置11B及び太陽光発電装置12Bを抑制して送電線3Bの潮流電力P4を抑制することが必要である。
In order to suppress the tidal power (P1+P2) flowing through the
このように送電線2,3の運用限界値は変動することがあり、さらに変動した送電線2,3の運用限界値に追随して各送電線2,3の運用限界制限を守るためには全体エリアAR1内の各再生可能エネルギー装置の出力や各発電機5,6の出力を適切に調整しなければならないという複雑な処理が必要となる。
In this way, the operational limit values of the
そこで本実施の形態の電力系統管理システム1では、このような複雑な処理を、中央給電指令所システム8、再エネ系統安定化システム9及び各再エネ系統安定化サブシステム10が協調して実行することでより短時間で行えるようにする。これにより、例えば図4のステップS13で抑制量を決定した後の1時間の間に太陽光発電などの出力が予想を外れて大きく変動した場合にも「ノンファーム型接続」された再生可能エネルギーの抑制量を見直すことができ、かくして各送電線2,3の運用限界制限を守りながら再生可能エネルギー装置の抑制量を最小化させて再生可能エネルギーの有効活用を促進させることが可能となる。
In the power
(1-4)再エネ系統安定化システム及び再エネ系統安定化サブシステムの構成
ここで、図11は、本実施の形態による再エネ系統安定化システム9の物理構成を示す。再エネ系統安定化システム9は、CPU(Central Processing Unit)30、主記憶装置31、補助記憶装置32及び通信装置33などの情報処理資源を備えた汎用のサーバ装置から構成される。
(1-4) Configuration of Renewable Energy Grid Stabilization System and Renewable Energy Grid Stabilization Subsystem Here, Fig. 11 shows the physical configuration of the renewable energy
CPU30は、その再エネ系統安定化システム9全体の動作制御を司るプロセッサである。また主記憶装置31は、例えば揮発性の半導体メモリから構成され、CPU30のワークメモリとして利用される。後述の系統構成作成プログラム40、将来潮流断面算出プログラム41、運用限界値算出プログラム42、系統設備過負荷解消演算プログラム43、再エネ出力抑制量演算プログラム44及び発電機出力調整量演算プログラム45は、この主記憶装置31に格納されて保持される。
The
補助記憶装置32は、例えばハードディスク装置やSSD(Solid State Drive)などの不揮発性の記憶装置から構成され、各種プログラムや長期間保持すべきデータ等を格納するために利用される。図2について上述した系統データ保存データベース14は、この補助記憶装置32に格納されて保持される。
The
通信装置33は、ネットワーク5(図1)を介した各再エネ系統安定化サブシステム10又は再エネ系統安定化システム9や、中央給電指令所システム8との通信時におけるプロトコル制御を行うデバイスであり、例えば、NIC(Network Interface Card)などから構成される。
The
なお再エネ系統安定化サブシステム10の物理構成は再エネ系統安定化システム9と同様であるため、ここでの説明は省略する。ただし、再エネ系統安定化サブシステム10の場合には、発電機出力調整量演算プログラム45は省略される。
The physical configuration of the renewable energy
図12は、図4のステップS3やステップS8及びステップS13において再エネ系統安定化システム9により実行される再生可能エネルギーの抑制量の算出処理に関する、再エネ系統安定化システム9の論理構成を示す。
Figure 12 shows the logical configuration of the renewable energy
この図12に示すように、再エネ系統安定化システム9は、系統データ保存データベース14と、系統構成作成部50、将来潮流断面算出部51、運用限界値算出部52、系統設備過負荷解消演算部53、再エネ出力抑制量演算部54及び発電機出力調整量演算部55とを備えて構成される。
As shown in FIG. 12, the renewable energy
系統データ保存データベース14は、各種の系統データを保持及び管理するために利用されるデータベースである。系統データ保存データベース14には、上述のように、全体エリアAR1内の各送電線2,3の運用限界値と、再エネ系統安定化システム9が各再エネ系統安定化サブシステム10からそれぞれ取得したその再エネ系統安定化サブシステム10の管轄部分エリアAR2(図1)の発電機実績、風力発電実績及び太陽光発電実績と、中央給電指令所システム8から与えられた全体エリアAR1内の30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値とがそれぞれ格納される。
The system
系統構成作成部50は、再エネ系統安定化システム9のCPU30が主記憶装置31に格納された系統構成作成プログラム40(図11)を実行することにより具現化される機能部である。系統構成作成部50は、全体エリアAR1内の電力系統のトポロジに関する情報を保持しており、送電線2,3や変圧器4などの送電設備の接続関係を表す電力系統の構成図を作成し、その情報を将来潮流断面算出部51及び運用限界値算出部52に出力する。
The system
将来潮流断面算出部51は、再エネ系統安定化システム9のCPU30が主記憶装置31に格納された将来潮流断面算出プログラム41を実行することにより具現化される機能部である。将来潮流断面算出部51は、系統構成作成部50から与えられた全体エリアAR1内の電力系統の構成図の情報と、系統データ保存データベース14に格納されている各種情報とに基づいて、全体エリアAR1内のすべての送電線2,3について、所定時点(図4のS3では翌日の午前0時、S8では1+α時間後、S13では1時間後)から30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における潮流電力の予測値をそれぞれ算出し、算出した各送電線2,3の各需給断面における潮流電力の予測値を系統設備過負荷解消演算部53に出力する。また将来潮流断面算出部51は、算出した各送電線2,3の各需給断面における潮流電力の予測値のうち、基幹系統2(図1)の潮流電力(P1+P2)の30分ごと24時間分の潮流断面の予測値を再エネ出力抑制量演算部54に出力する。
The future power flow cross
運用限界値算出部52は、再エネ系統安定化システム9のCPU30が主記憶装置31に格納された運用限界値算出プログラム42を実行することにより具現化される機能部である。運用限界値算出部52は、中央給電指令所システム8から通知される、予め設定された各送電線2,3の運用限界値を系統設備過負荷解消演算部53に通知する。
The operational limit
また運用限界値算出部52は、後述のように系統設備過負荷解消演算部53から与えられる基幹系統2の空き容量に基づいて、当該空き容量が上述の予め定めれられた上述の空き容量閾値未満である場合には、将来の30分ごと24時間分の各時間帯における各送電線2,3の運用限界値を算出し、算出結果を系統設備過負荷解消演算部53に出力する。
In addition, based on the available capacity of the
さらに運用限界値算出部52は、上述のように算出した各部分エリアAR2内の送電線3の運用限界値をそれぞれその部分エリアAR2を管轄する再エネ系統安定化サブシステム10に通知する。そして運用限界値算出部52は、この後、各再エネ系統安定化サブシステム10からそれぞれ通知される基幹系統2の運用限界値に基づいて上述のようにして自己が算出した各送電線2,3の運用限界値を補正し、補正した運用限界値を系統設備過負荷解消演算部53及び中央給電指令所システム8に出力する。
Furthermore, the operational limit
系統設備過負荷解消演算部53は、再エネ系統安定化システム9のCPU30が主記憶装置31に格納された系統設備過負荷解消演算プログラム43を実行することにより具現化される機能部である。系統設備過負荷解消演算部53は、将来潮流断面算出部51から与えられる各送電線2,3の30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における潮流電力の予測値と、運用限界値算出部52から与えられる各送電線2,3の運用限界値とに基づいて、各需給断面の潮流電力の予測値がいずれもその送電線2,3の運用限界値を超えていないか否かをそれぞれ判定(過負荷判定)する。
The system equipment overload
具体的に、系統設備過負荷解消演算部53は、送電線2,3ごとに、その運用限界値と、その送電線2,3の30分ごとの需給断面の潮流電力の予測値との差分をその送電線2,3の空き容量の予測値として算出し、算出した空き容量の予測値が正の値となるか否かを判定する。そして系統設備過負荷解消演算部53は、かかる判定の判定結果と、各送電線2,3の30分ごと24時間分の空き容量の予測値とを再エネ出力抑制量演算部54に出力すると共に、基幹系統2の空き容量の予測値を運用限界値算出部52に出力する。
Specifically, the system equipment overload
再エネ出力抑制量演算部54は、再エネ系統安定化システム9のCPU30が主記憶装置31に格納された再エネ出力抑制量演算プログラム44を実行することにより具現化される機能部である。再エネ出力抑制量演算部54は、将来潮流断面算出部51から与えられた各送電線2,3の30分ごと24時間分の潮流電力の予測値と、系統設備過負荷解消演算部53から与えられた各送電線2,3の30分ごと24時間分の過負荷判定の判定結果、及び、各送電線2,3の30分ごと24時間分の空き容量の予測値とに基づいて、ある送電線2,3のある時間帯の需給断面の潮流電力がその送電線2,3の運用限界値を超えている場合に、その時間帯にどの再生可能エネルギー装置(ここでは風力発電装置11)の出力をどの程度抑制すべきかといった再生可能エネルギーの抑制量をそれぞれ算出する。そして再エネ出力抑制量演算部54は、かかる算出結果を再エネ抑制量として発電機出力調整量演算部55及び中央給電指令所システム8に出力する。
The renewable energy output suppression
発電機出力調整量演算部55は、再エネ系統安定化システム9のCPU30が主記憶装置31に格納された発電機出力調整量演算プログラム45を実行することにより具現化される機能部である。発電機出力調整量演算部55は、再エネ出力抑制量演算部54から与えられた30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における再エネ出力抑制量に基づいて発電機5,6(図1)の出力調整量を算出する。具体的に、発電機出力調整量演算部55は、再生可能エネルギー装置の出力抑制量が大きい(例えば1000MW以上)と系統周波数が低下するため、このような系統周波数の低下を抑制し得るような発電機5,6の出力調整量を算出する。そして発電機出力調整量演算部55は、算出した発電機5,6の出力調整量を発電機出力調整量として中央給電指令所システム8に通知する。
The generator output adjustment
中央給電指令所システム8は、再エネ出力抑制量演算部54から与えられた再エネ出力抑制量と、発電機出力調整量演算部55から与えられた発電機出力調整量と、運用限界値算出部52から与えられた各送電線2,3の運用限界値とに基づき、潮流計算や過渡安定度計算及びPVカーブなどの計算手法を用いて、30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面において、過渡安定度を維持できるか、すべての送電線2,3に過負荷が発生しないか、各送電線2,3の電圧変動が既定範囲内に入っているか、及び、各送電線2,3を流れる潮流電力の周波数変動が既定範囲内に入っているかをそれぞれ判定する。
Based on the renewable energy output suppression amount given by the renewable energy output suppression
そして中央給電指令所システム8は、各送電線2,3の電圧変動が既定範囲内に入っていない場合や、各送電線2,3を流れる潮流電力の周波数変動が既定範囲内に入っていない場合には、対応する時間帯に、これらが対応する既定範囲内に入るように必要な発電機5,6をその出力を上げ又は下げるように発電計画を再立案する。また中央給電指令所システム8は、再エネ出力抑制量演算部54から与えられた再エネ出力抑制量をホームページに掲載し、これにより必要な再生可能エネルギーの発電事業者に発電計画の見直しを求める。
If the voltage fluctuations of the
なお、上述の判定作業を中央給電指令所システム8の代わりに再エネ系統安定化システム9で実行するようにしてもよい。また各再エネ系統安定化サブシステム10がそれぞれ管轄部分エリアAR2(図1)内の部分的な電力系統について上述と同様の処理を実行するようにしてもよい。この場合には、図1の部分エリアAR2ごとの運用限界値の時刻変化や、基幹系統2の運用限界値の時刻変化を、再エネ系統安定化システム9及びすべての再エネ系統安定化サブシステム10間で共有することにより、適切な再生可能エネルギー装置の発電可能量や発電機5,6の出力調整量を算出できる。
The above-mentioned judgment work may be performed by the renewable energy
さらに各再生可能エネルギー装置の出力や発電機5,6の時々刻々の出力を実際に計測することで、想定潮流に対する実測潮流の偏差を求めることができ、再生可能エネルギー装置の出力可能量や抑制量を算出する精度を向上させることができる。
Furthermore, by actually measuring the output of each renewable energy device and the moment-to-moment output of
一方、図13は、図4のステップS3やステップS8及びステップS13において再エネ系統安定化サブシステム10により実行される再生可能エネルギーの抑制量の算出処理に関する、再エネ系統安定化サブシステム10の論理構成を示す。
On the other hand, FIG. 13 shows the logical configuration of the renewable energy
この図13に示すように、再エネ系統安定化サブシステム10は、系統データ保存データベース13と、系統構成作成部60、将来潮流断面算出部61、運用限界値算出部62、系統設備過負荷解消演算部63及び再エネ出力抑制量演算部64とを備えて構成される。
As shown in FIG. 13, the renewable energy
系統データ保存データベース13は、各種の系統データを保持及び管理するために利用されるデータベースである。系統データ保存データベース13には、上述のように再エネ系統安定化システム9から通知された管轄部分エリアAR2内の送電線3の運用限界値、及び、管轄部分エリアAR2内の30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値と、その管轄部分エリアAR2内の発電機実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とが格納される。
The system
系統構成作成部60は、再エネ系統安定化サブシステム10のCPU30が主記憶装置に格納された系統構成作成プログラムを実行することにより具現化される機能部である。系統構成作成部60は、その再エネ系統安定化サブシステム10の管轄部分エリアAR2内の電力系統のトポロジに関する情報を保持しており、その管轄部分エリアAR2内の送電線3や変圧器4などの送電設備の接続関係を表す電力系統の構成図を作成し、その情報を将来潮流断面算出部61及び運用限界値算出部62に出力する。
The system configuration creation unit 60 is a functional unit that is realized by the
将来潮流断面算出部61は、再エネ系統安定化サブシステム10のCPU30が主記憶装置に格納された将来潮流断面算出プログラムを実行することにより具現化される機能部である。将来潮流断面算出部61は、系統構成作成部60から与えられた管轄部分エリアAR2内の電力系統の構成図の情報と、系統データ保存データベース13に格納されている各種情報とに基づいて、管轄部分エリアAR2内の送電線3について、所定時点(図4のS3では翌日の午前0時、S8では1+α時間後、S13では1時間後)から30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における潮流電力の予測値をそれぞれ算出し、算出した各潮流電力の予測値を系統設備過負荷解消演算部63に出力する。また将来潮流断面算出部61は、算出した送電線3の各需給断面における潮流電力の予測値を再エネ出力抑制量演算部64に出力する。
The future power flow cross
運用限界値算出部62は、再エネ系統安定化サブシステム10のCPU30が主記憶装置に格納された運用限界値算出プログラムを実行することにより具現化される機能部である。運用限界値算出部62は、再エネ系統安定化システム9から通知された対応する送電線3の運用限界値を系統設備過負荷解消演算部63に通知する。また運用限界値算出部62は、後述のように系統設備過負荷解消演算部63から与えられる管轄部分エリアAR2内の送電線3の空き容量の予測値に基づいて、かかる送電線3の空き容量の予測値が上述の空き容量閾値未満となる時間帯が存在する場合にはその時間帯における送電線3の新たな運用限界値をそれぞれ算出し、算出結果を系統設備過負荷解消演算部63及び再エネ系統安定化システム9に出力する。
The operational limit
系統設備過負荷解消演算部63は、再エネ系統安定化サブシステム10のCPU30が主記憶装置に格納された系統設備過負荷解消演算プログラムを実行することにより具現化される機能部である。系統設備過負荷解消演算部63は、将来潮流断面算出部61から与えられる管轄部分エリアAR2内の送電線3の30分ごと24時間分の各需給断面における潮流電力の予測値と、運用限界値算出部62から与えられる送電線3の運用限界値とに基づいて、各需要断面の予測値がいずれもその送電線3の運用限界値を超えていないか否かをそれぞれ判定(過負荷判定)する。
The system equipment overload
具体的に、系統設備過負荷解消演算部63は、その送電線3のその運用限界値と、その送電線3の30分ごとの需給断面の潮流電力の予測値との差分をその送電線3の空き容量の予測値として算出し、算出した空き容量の予測値が正の値となるか否かを判定する。そして系統設備過負荷解消演算部63は、かかる判定の判定結果と、その送電線3の30分ごと24時間分の空き容量の予測値とを再エネ出力抑制量演算部64に出力すると共に、送電線3の空き容量の予測値を運用限界値算出部62に出力する。
Specifically, the system equipment overload
再エネ出力抑制量演算部64は、再エネ系統安定化サブシステム10のCPU30が主記憶装置に格納された再エネ出力抑制量演算プログラムを実行することにより具現化される機能部である。再エネ出力抑制量演算部64は、将来潮流断面算出部61から与えられた管轄部分エリアAR2内の送電線3の30分ごと24時間分の需給断面の潮流電力の予測値と、系統設備過負荷解消演算部63から与えられた、送電線3の30分ごと24時間分の過負荷判定の判定結果、及び、送電線3の30分ごと24時間分の空き容量の予測値とに基づいて、送電線3のある時間帯の需給断面の潮流電力の予測値がその送電線3の運用限界値を超えている場合に、その時間帯に管轄部分エリアAR2内のどの再生可能エネルギー装置(ここでは風力発電装置11)の出力をどの程度抑制すべきかといった再生エネルギーの抑制量を算出する。そして再エネ出力抑制量演算部64は、かかる算出結果を再エネ抑制量として再エネ系統安定化システム9に出力する。
The renewable energy output suppression
かくして再エネ系統安定化システム9は、各再エネ系統安定化サブシステム10から与えられた送電線3の新たな運用限界値や再エネ抑制量に基づいて自己が算出した送電線2,3の運用限界値や再エネ抑制量を補正して中央給電指令所システム8に送信する。
Thus, the renewable energy
(1-5)運用限界値算出部の処理
送電線2,3の空き容量の予測値は、上述のように全体エリアAR1(図1)内の需要予測値、再エネ出力予測値及び発電計画に基づいてその送電線2,3の想定潮流電力を算出し、算出した想定潮流電力と、その送電線2,3の運用限界値との差分として求めることができる。
(1-5) Processing of the operational limit value calculation unit The predicted value of the available capacity of the
従来、送電線2,3の運用限界値は、年間の色々な系統断面の潮流電力を予測し、落雷などのN-1事故時の発電機5,6(図1)の動揺を決定する過渡安定度計算手法で計画段階で事前に決定される。この際、風力発電装置11(図1)や太陽光発電装置12(図1)などのインバータ装置の導入量は小さいものと想定し、発電機5,6は同期発電機であることを前提に過渡安定度計算を行って運用限界値を決定している。
Conventionally, the operational limits of
このため、風力発電装置11や太陽光発電装置12などのインバータ装置の導入が多くなると、事前に求めた運用限界値が正確でなくなり、ノンファーム型接続電源(ここでは風力発電)の導入量をマージンを持たせて少なく見積もることになるため、ノンファーム型接続電源の発電電力量が減ることになる。
For this reason, as more inverter devices such as wind
そこで、再エネ系統安定化システム9の運用限界値算出部52や、再エネ系統安定化サブシステム10の運用限界値算出部62は、送電線2,3の空き容量の予測値が空き容量閾値未満となった場合には、ノンファーム型接続電源の発電量を減らさないように、図14に示す処理手順に従って精度の高い運用限界値を求めている。なお以下においては、再エネ系統安定化システム9の運用限界値算出部52の処理内容についてのみ説明するが、再エネ系統安定化サブシステム10の運用限界値算出部62の処理内容もほぼ同様である。
Therefore, when the predicted value of the available capacity of the
実際上、運用限界値算出部52は、まず、系統構成作成部50から与えられる電力系統の構成図の情報に基づいて30分ごとの24時間分(48断面分)の電力系統構成図を作成する(S20)。
In practice, the operational limit
続いて、運用限界値算出部52は、ステップS20で電力系統構成図を作成した各時間帯のうち、ステップS22以降が未処理の時間帯を1つ選択し(S21)、選択した時間帯(以下、図14の説明においてこれを選択時間帯と呼ぶ)において発電計画又は後述するステップS29で変更した設定に従って各発電機5,6を駆動した場合に想定される各送電線2,3の潮流電力の値をそれぞれ算出する(S22)。
Then, the operational limit
次いで、運用限界値算出部52は、選択時間帯に想定される落雷等の事故発生を必要な送電線2,3に対してそれぞれ設定し(S23)、その後、かかる送電線2,3にかかる事故が発生した状態において各送電線2,3をそれぞれ流れる潮流電力の過渡安定度を算出する(S24)。
Next, the operational limit
次いで、運用限界値算出部52は、ステップS24の算出結果に基づいて、各送電線2,3を流れる潮流電力の電圧変動がその送電線2,3に対して予め設定された範囲内にあるか否か、各送電線2,3がそれぞれ過負荷状態になっていないか否か、及び、各送電線2,3をそれぞれ流れる潮流電力の周波数変動が予め設定された範囲内にあるか否かをそれぞれ順次判断する(S25~S27)。
Next, based on the calculation results of step S24, the operational limit
さらに運用限界値算出部52は、これらステップS25~ステップS27のいずれかにおいていずれの送電線2,3にも問題が発生している(潮流電力の電圧変動が既定範囲外、過負荷の発生あり、及び又は、周波数変動が既定範囲外)か否かを判断する(S28)。
Furthermore, the operational
運用限界値算出部52は、この判断で否定結果を得ると、全体エリアAR1(図1)内の一部又は全部の発電機5,6の出力設定を所定パターンで変更した後(S29)、ステップS22に戻り、この後ステップS28で肯定結果を得るまでステップS22~ステップS29の処理を繰り返す。
If the operational limit
そして運用限界値算出部52は、やがてステップS28で肯定結果を得ると、直前のステップS22で算出した各送電線2,3の潮流電力の値をそれぞれこれら送電線2,3の運用限界値として確定する(S30)。また運用限界値算出部52は、この後、48断面のすべての時間帯についてステップS22~ステップS30の処理を実行し終えたか否かを判断する(S31)。
When the operational
運用限界値算出部52は、この判断で否定結果を得るとステップS21に戻り、この後、ステップS21で選択する時間帯をステップS22以降が未処理の他の時間帯に順次切り替えながら、ステップS21~ステップS31の処理を繰り返す。この繰返し処理により、各時間帯における各送電線2,3の運用限界値がそれぞれ確定される。
If the operational
そして運用限界値算出部52は、やがてすべて時間帯における各送電線2,3の運用限界値をそれぞれ算出し終えることによりステップS31で肯定結果を得ると、この運用限界値算出処理を終了し、このとき算出した各送電線2,3の運用限界値を系統設備過負荷解消演算部53(図11)や中央給電指令所システム8に送信する。
When the operational
なお、過渡安定度の算出には多くの時間を必要とする。このため、例えば図3において再エネ系統安定化システム9が前日の午後に翌日の発電計画を算出するタイミング(S1)や、数時間前に発電計画を算出するタイミング(S6)では過渡安定度計算を行って各送電線2の運用限界値の修正を行うことも可能であるが、1時間前のタイミング(S11)では過渡安定度計算を行うには時間が不足することが考えられる。よって、このような場合には、以下に説明する簡易計算手法を用いて各送電線2,3の運用限界値を補正することが考えられる。
Note that calculating transient stability requires a lot of time. For this reason, for example, in FIG. 3, it is possible to perform transient stability calculations and correct the operational limit values of each
具体的には、まず、図1の「エリアA」部分を抜き出した図15(A)において、図15(B)に示すように、24時間分の時々刻々の太陽光発電の予測値と、風力発電の発電計画と、発電機6(6A)の発電機計画とを求め又は取得しておく。太陽光発電装置12(12A)の発電量及び風力発電装置11(11A)の発電量の合計を非同期発電の発電量とし、例えば火力発電装置などの発電機6(6A)の発電量を同期発電の発電量とする。 Specifically, first, in FIG. 15(A) which shows the "Area A" portion of FIG. 1, the predicted solar power generation value for every moment for 24 hours, the power generation plan for wind power generation, and the power generation plan for generator 6 (6A) are calculated or obtained as shown in FIG. 15(B). The sum of the power generation amount of solar power generation device 12 (12A) and the power generation amount of wind power generation device 11 (11A) is regarded as the power generation amount of asynchronous power generation, and the power generation amount of generator 6 (6A), such as a thermal power generation device, is regarded as the power generation amount of synchronous power generation.
図15(C)のように同期発電の発電量に対する非同期発電の発電量の比率をとった場合、かかる比率が高い(例えば、40~60%)ときにはインバータ装置(再生可能エネルギー装置)の占める運転量が多くなり、系統事故時に同期発電を行う発電機6(6A)は加速脱調し易くなるため、運転限界値をマージン分小さくする(例えば20%減少させる)などすることによって、速やかに運転限界値を修正することができる。 When the ratio of asynchronous power generation to synchronous power generation is taken as in Figure 15 (C), if this ratio is high (e.g., 40 to 60%), the inverter device (renewable energy device) will account for a large amount of operation, and generator 6 (6A) performing synchronous generation in the event of a grid accident will be prone to accelerated step-out. Therefore, the operating limit value can be quickly corrected by reducing the operating limit value by a margin (e.g., by reducing it by 20%).
なお、図15(A)において、同期発電機6(6A)が系統から解列した場合は、エリアAの電源は太陽光発電装置12(12A)と風力発電装置11(11A)のみとなり、太陽光発電装置12(12A)と風力発電装置11(11A)から見た系統側のインピーダンスが大きくなるため、太陽光発電装置12(12A)と風力発電装置11(11A)から供給される電流に対し、太陽光発電装置12(12A)と風力発電装置11(11A)が接続される母線の電圧が大きく変動し、安定な運転ができない現象が発生する可能性がある。この場合は太陽光発電装置12(12A)または風力発電装置11(11A)の出力抑制量を増やすことが必要となる。この安定性の指標は短絡容量比SCR(Short Circuit Ratio)と知られている。図1の再エネ系統安定化サブシステム10(10A)で、エリアAのSCRを算出し、再エネ系統安定化サブシステム10(10B)でエリアBのSCRを算出し、これらの指標を全体エリアを管理する再エネ系統安定化システム9と情報共有して、再エネ系統安定化システム9で全体エリアの重み付き短絡容量比WSCR(Weighted Short Circuit Ratio)として算出することで適切な再エネ発電量を管理できる。
In FIG. 15(A), when the synchronous generator 6 (6A) is disconnected from the grid, the power sources in area A are only the solar power generation device 12 (12A) and the wind power generation device 11 (11A), and the impedance on the grid side seen from the solar power generation device 12 (12A) and the wind power generation device 11 (11A) becomes large. Therefore, the voltage of the busbar to which the solar power generation device 12 (12A) and the wind power generation device 11 (11A) are connected fluctuates greatly with respect to the current supplied from the solar power generation device 12 (12A) and the wind power generation device 11 (11A), and a phenomenon that makes stable operation impossible may occur. In this case, it is necessary to increase the output suppression amount of the solar power generation device 12 (12A) or the wind power generation device 11 (11A). This stability index is known as the short circuit ratio (SCR). The renewable energy grid stabilization subsystem 10 (10A) in Figure 1 calculates the SCR for area A, and the renewable energy grid stabilization subsystem 10 (10B) calculates the SCR for area B. These indicators are shared with the renewable energy
また電力系統設備の作業停止などのために、設備の運用限界潮流を低くする期間や再生可能エネルギー装置の出力が計画より大きい場合には、蓄電池に充電しておくことで、再生可能エネルギーの抑制量を減らすことができる。また蓄電池の代わりに、揚水発電装置を用いることで、水のポテンシャルエネルギーに代えることで、再生可能エネルギー装置の出力を抑制する量を減らすこともできる。 In addition, during periods when the equipment's operational limit current is lowered due to work stoppages on power grid equipment, or when the output of renewable energy equipment is higher than planned, the amount of suppression of renewable energy can be reduced by charging the storage battery. Also, by using a pumped storage power generation device instead of a storage battery and replacing it with the potential energy of water, the amount of suppression of the output of the renewable energy device can be reduced.
(1-6)再エネ出力抑制量演算部の処理
図16(A)は、図1における基幹系統2の潮流電力(P1+P2)の2日間に渡る変化の様子の一例を示し、図16(B)は、そのときの潮流電力(P1+P2)の変化量の変化の様子を示す。潮流電力(P1+P2)の変化量は太陽光発電装置12(12A,12B)に大きく影響を受ける。
(1-6) Processing of the renewable energy output suppression amount calculation unit Fig. 16(A) shows an example of the change in the forward flow power (P1+P2) of the
図16(A)に示すように、一日の中でも基幹系統2の潮流電力(P1+P2)の潮流がほとんど変化しない時間帯(図16(A)において楕円C1で囲んだ夜間の時間帯)や、潮流電力(P1+P2)の潮流が短時間に大きく変化する時間帯(図16(A)において楕円C2で囲んだ朝の時間帯)が存在する。朝という時間帯に起因する潮流の立ち上りに加えて、太陽光発電装置12が発電を開始することによって基幹系統2の潮流電力(P1+P2)が急激に増加し、ある時間帯では30分間に1800MWも潮流電力(P1+P2)が増加している。
As shown in FIG. 16(A), there are time periods throughout the day when the flow of the tidal power (P1+P2) in the
この場合において、潮流電力(P1+P2)が運用限界値(図16(A)の例では13500MW)に近づいている状態で30分間に1800MWも急増すると、状況によっては潮流電力(P1+P2)が運用限界値を超過してしまい、大問題になるおそれがある。 In this case, if the tidal power (P1 + P2) suddenly increases by 1,800 MW in 30 minutes while it is approaching the operational limit (13,500 MW in the example of Figure 16 (A)), depending on the situation, the tidal power (P1 + P2) may exceed the operational limit, which could cause a major problem.
そこで、再エネ系統安定化システム9(図1)の再エネ出力抑制量演算部54(図12)は、図17に示す処理手順に従って、各部分エリアAR2(図1)の天気予報に基づいて各部分エリアAR2内の風力発電装置11(図1)による発電電力の抑制量を算出する再エネ出力抑制量演算処理を実行する。 Then, the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 (Fig. 12) of the renewable energy grid stabilization system 9 (Fig. 1) executes a renewable energy output suppression amount calculation process to calculate the suppression amount of power generated by the wind power generation device 11 (Fig. 1) in each partial area AR2 (Fig. 1) based on the weather forecast for each partial area AR2 (Fig. 1), in accordance with the processing procedure shown in Fig. 17.
実際上、再エネ出力抑制量演算部54は、系統設備過負荷解消演算部53から30分ごと24時間分の過負荷判定の判定結果及び基幹系統2のかかる30分ごとの空き容量が与えられると、この図17に示す再エネ出力抑制量演算処理(以下、これを第1の再エネ出力抑制量演算処理と呼ぶ)を開始し、まず、系統設備過負荷解消演算部53から与えられた基幹系統2の30分ごと24時間分の空き容量の予測値を取得する(S40)。
In practice, when the renewable energy output suppression
続いて、再エネ出力抑制量演算部54は、30分ごと24時間分の各需給断面における基幹系統2の潮流電力の変化の予測量(以下、これを潮流変化予測量と呼ぶ)をそれぞれ算出する(S41)。具体的に、再エネ出力抑制量演算部54は、将来潮流断面算出部51から与えられた基幹系統2の30分ごと24時間分の各需給断面における潮流電力の予測値に基づいて、かかる潮流変化予測量を算出する。
Then, the renewable energy output suppression
次いで、再エネ出力抑制量演算部54は、需給断面ごとの時間帯のうち、ステップS43以降が未処理の時間帯を1つ選択する(S42)。また再エネ出力抑制量演算部54は、ステップS42で選択した時間帯(以下、図16の説明において、これを選択時間帯と呼ぶ)におけるステップS40で取得した基幹系統2の空き容量の予測値が予め設定された第1の電力閾値(例えば1000MW)未満であるか否かを判断する(S43)。
Next, the renewable energy output suppression
そして再エネ出力抑制量演算部54は、この判断で肯定結果を得ると、選択時間帯における全体エリアAR1(図1)内の風力発電の抑制量として、それまで設定されていた再生可能エネルギーの抑制量を一律の割合で増加させた新たな抑制量を算出し(S45)、この後、ステップS51に進む。
If the renewable energy output suppression
これに対して、再エネ出力抑制量演算部54は、ステップS43の判断で否定結果を得ると、ステップS41で算出した基幹系統2の選択時間帯における潮流変化予測量が第1の電力閾値未満であるか否かを判断する(S44)。
In contrast, if the renewable energy output suppression
この判断で否定結果を得ることは、選択時間帯において、潮流変化により基幹系統2の潮流電力が当該基幹系統2の運用限界値を超過するおそれがあることを意味する。かくして、このとき再エネ出力抑制量演算部54は、ステップS45を上述と同様に実行した後、ステップS51に進む。
Obtaining a negative result in this determination means that there is a risk that the tidal current power of the
これに対して、ステップS44の判断で肯定結果を得ることは、選択時間帯において、潮流変化により基幹系統2の潮流電力が当該基幹系統2の運用限界値を超過するおそれがないことを意味する。かくして、このとき再エネ出力抑制量演算部54は、各部分エリアAR2(図1)のうち、ステップS47以降が未処理の部分エリアAR2を1つ選択する(S46)。
In contrast, obtaining a positive result in the judgment in step S44 means that there is no risk that the tidal current power of the
また再エネ出力抑制量演算部54は、選択した部分エリア(以下、これを選択部分エリアと呼ぶ)AR2の選択時間帯における天気予報が晴れであるか否かを判断する(S47)。そして再エネ出力抑制量演算部54は、この判断で否定結果を得るとステップS49に進む。
The renewable energy output suppression
これに対して、再エネ出力抑制量演算部54は、ステップS47の判断で肯定結果を得ると、選択時間帯に選択部分エリアAR2の太陽光発電の出力が急増すると予測し(S48)、この後、選択時間帯において選択部分エリアAR2内の再生可能エネルギーの発電量が、選択部分エリアAR2内の送電線3の空き容量以下となるように、その選択部分エリアAR2における選択時間帯の再生可能エネルギーの抑制量を算出する(S49)。
In response to this, if the renewable energy output suppression
次いで、再エネ出力抑制量演算部54は、すべての部分エリアAR2についてステップS47~ステップS49の処理を実行し終えたか否かを判断する(S50)。そして再エネ出力抑制量演算部54は、この判断で否定結果を得ると、ステップS46に戻り、この後、ステップS46で選択する部分エリアAR2をステップS47以降が未処理の他の部分エリアAR2に順次切り替えながらステップS46~ステップS50の処理を繰り返す。この繰返し処理により、各部分エリアAR2における選択時間帯の再生可能エネルギーの抑制量がそれぞれ算出される。
Then, the renewable energy output suppression
そして再エネ出力抑制量演算部54は、やがて選択時間帯におけるすべての部分エリアAR2の再生可能エネルギーの抑制量を算出し終えることによりステップS50で肯定結果を得ると、すべての時間帯についてステップS43以降の処理を実行し終えたか否かを判断する(S51)。
Then, when the renewable energy output suppression
再エネ出力抑制量演算部54は、この判断で否定結果を得るとステップS42に戻り、この後、ステップS42で選択する時間帯をステップS43以降が未処理の他の時間帯に順次切り替えながらステップS42~ステップS51の処理を繰り返す。この繰返し処理により、各部分エリアAR2における再生可能エネルギーのすべての時間帯の抑制量がそれぞれ算出される。
If the renewable energy output suppression
そして再エネ出力抑制量演算部54は、やがてすべての時間帯についてステップS43以降の処理を実行し終えることによりステップS51で肯定結果を得ると、この第1の再エネ抑制量算出処理を終了する。
Then, when the renewable energy output suppression
なお、この第1の再エネ抑制量算出処理のように各部分エリアAR2の各時間帯の再生可能エネルギーの発電量をその部分エリアAR2の天気予報に従ってその部分エリアAR2内の再生可能エネルギーの抑制量を変えることがふさわしくない場合もある。例えば、ある部分エリアAR2の天気予報が晴れの場合は日射量が増える可能性が高く、太陽光発電の出力が増えると予想されるため、その部分エリアAR2内の風力発電の抑制量を増やし、その部分エリアAR2内の送電線3の運用限界値を超えないようにすると共に、基幹系統2の運用限界値も超えないようにする必要がある。
Incidentally, there are cases where it is not appropriate to change the amount of suppression of renewable energy in each partial area AR2 in accordance with the weather forecast for that partial area AR2, as in this first renewable energy suppression amount calculation process. For example, if the weather forecast for a certain partial area AR2 is sunny, the amount of solar radiation is likely to increase and the output of solar power generation is expected to increase. Therefore, it is necessary to increase the amount of suppression of wind power generation in that partial area AR2 so as not to exceed the operational limit value of the
一方、図17は、部分エリアAR2ごとの出力電力の変更指令に対する発電設備の応答速度を考慮した再エネ抑制量算出処理の例を示す。 On the other hand, Figure 17 shows an example of a renewable energy suppression amount calculation process that takes into account the response speed of the power generation equipment to a command to change the output power for each partial area AR2.
図16について上述した第1の再エネ抑制量算出処理のように、各発電設備に一律の出力変更指令(例えば、現在出力の10%や、定格出力の10%を抑制させるなどの出力変更指令)を与えたとしても、各発電設備の応答速度が異なる場合、その部分エリアAR2内の送電線3の運用限界値を一時的に超過してしまうおそれがある。
As in the first renewable energy suppression amount calculation process described above with reference to FIG. 16, even if a uniform output change command (e.g., an output change command to suppress 10% of the current output or 10% of the rated output) is given to each power generation facility, if the response speed of each power generation facility differs, there is a risk that the operational limit value of the
例えば、図1において、「エリアB」の風力発電装置11Bは出力の10%を1分間で抑制できるが、「エリアA」の風力発電装置11Aは出力の10%を抑制するために10分を要する場合などである。このような場合には、部分エリアAR2ごとの発電設備の応答速度を考慮して出力変更指令を与えることが必要となる。
For example, in FIG. 1, the wind
図18は、このような部分エリアAR2ごとの出力変更指令に対する発電設備の応答速度を考慮した再エネ抑制量算出処理(以下、これを第2の再エネ抑制量算出処理と呼ぶ)を示す。再エネ出力抑制量演算部54は、この図17に示す処理手順に従って、部分エリアAR2ごとの出力変更指令に対する発電設備の応答速度を考慮した各時間帯の再生可能エネルギー(ここでは風力発電電力)の抑制量を算出する。
Figure 18 shows a renewable energy suppression amount calculation process that takes into account the response speed of the power generation equipment to the output change command for each partial area AR2 (hereinafter, this is referred to as the second renewable energy suppression amount calculation process). The renewable energy output suppression
実際上、再エネ出力抑制量演算部54は、系統設備過負荷解消演算部53から翌日24時間分の30分ごとの過負荷判定の判定結果及び各送電線2のかかる30分ごとの空き容量が与えられると、この図18に示す再エネ出力抑制量演算処理(以下、これを第2の再エネ出力抑制量演算処理と呼ぶ)を開始し、まず、ステップS60及びステップS61を、図16について上述した第1の再エネ出力抑制量演算処理のステップS40及びステップS41と同様に処理する。
In practice, when the renewable energy output suppression
続いて、再エネ出力抑制量演算部54は、30分ごと24時間分の需給断面ごとの時間帯のうち、ステップS63以降が未処理の時間帯を1つ選択する(S62)。また再エネ出力抑制量演算部54は、ステップS62で選択した時間帯(以下、図18の説明において、これを選択時間帯と呼ぶ)におけるステップS60で取得した基幹系統2の空き容量の予測値が予め設定された第2の電圧閾値(例えば1000MW)未満であるか否かを判断する(S63)。
Then, the renewable energy output suppression
そして再エネ出力抑制量演算部54は、この判断で否定結果を得ると、ステップS61で算出した基幹系統2の選択時間帯における潮流変化予測量が第2の電力閾値未満であるか否かを判断する(S64)。
If the renewable energy output suppression
この判断で否定結果を得ることは、選択時間帯において、潮流変化により基幹系統2の潮流電力が当該基幹系統2の運用限界値を超過するおそれがあることを意味する。かくして、このとき再エネ出力抑制量演算部54は、選択時間帯における全体エリアAR1(図1)内の各風力発電装置11(図1)の抑制量として、これら風力発電装置11にそれぞれ設定されていた抑制量を一律の割合で増加させた新たな抑制量をそれぞれ算出し(S67)、この後、ステップS69に進む。
Obtaining a negative result in this judgment means that there is a risk that the tidal power of the
これに対して、再エネ出力抑制量演算部54は、ステップS63やステップS64の判断で肯定結果を得ると、各部分エリアAR2内にそれぞれ存在する風力発電装置11(図1)の出力変更指令に対する応答速度がすべて所定の応答速度閾値よりも速いか否かを判断する(S65)。そして再エネ出力抑制量演算部54は、この判断で肯定結果を得ると、ステップS67を上述と同様に実行した後、ステップS69に進む。
In response to this, when the renewable energy output suppression
また再エネ出力抑制量演算部54は、ステップS65の判断で否定結果を得ると、各部分エリアAR2内にそれぞれ存在する風力発電装置11(図1)の出力変更指令に対する応答速度がすべて上述の応答速度閾値よりも遅いか否かを判断する(S66)。そして再エネ出力抑制量演算部54は、この判断で肯定結果を得ると、ステップS67を上述と同様に実行した後、ステップS69に進む。
If the renewable energy output suppression
これに対して、再エネ出力抑制量演算部54は、ステップS66の判断で否定結果を得ると、各部分エリアAR2のうち、内部に存在する風力発電装置11(図1)の出力変更指令に対する応答速度が上述の応答速度閾値よりも遅い各部分エリアAR2については、風力発電に対する現在の抑制量を所定程度減らした新たな抑制量をそれぞれ算出する。また再エネ出力抑制量演算部54は、内部に存在する風力発電装置11(図1)の出力変更指令に対する応答速度が上述の応答速度閾値よりも速い各部分エリアAR2については、風力発電に対する現在の抑制量を所定程度増やした新たな抑制量をそれぞれ算出する(S68)。
In response to this, when the renewable energy output suppression
続いて、再エネ出力抑制量演算部54は、すべての時間帯についてステップS63以降の処理を実行し終えたか否かを判断する(S69)。そして再エネ出力抑制量演算部54は、この判断で否定結果を得るとステップS62に戻り、この後、ステップS62で選択する時間帯をステップS63以降が未処理の他の時間帯に順次切り替えながらステップS62~ステップS69の処理を繰り返す。この繰返し処理により、各部分エリアAR2における風力発電のすべての時間帯の抑制量がそれぞれ算出される。
Then, the renewable energy output suppression
そして再エネ出力抑制量演算部54は、やがてすべての時間帯についてステップS63以降の処理を実行し終えることによりステップS69で肯定結果を得ると、この第2の再エネ抑制量算出処理を終了する。
Then, when the renewable energy output suppression
因みに、この図17や図18について上述した第1の再エネ出力抑制量算出処理や第2の再エネ出力抑制量算出処理の処理結果に基づいて各発電機5,6の出力抑制を実施したものの、万一、各部分エリアAR2内の送電線3を流れる潮流電力が当該送電線3の運用限界値を超過した場合には、再エネ系統安定化システム9からの情報をもとに、中央給電指令所システム8が中央給電指令所内の運転員に対するアラームを発出するようにする。このアラームをもとに運転員が発電機5,6などの発電をさらに抑制するように指令を与え直すことで送電線3における運用限界値の超過を解消することができる。
Incidentally, in the event that the tidal power flowing through the
(1-7)本実施の形態の効果
以上のように本実施の形態の電力系統管理システム1では、各再エネ系統安定化サブシステム10がそれぞれ管轄部分エリアAR2内の送電線3の運用限界値や、当該管轄部分エリアAR2内の再生可能エネルギーの抑制量を算出し、算出結果を再エネ系統安定化システム9に通知する。
(1-7) Effects of this embodiment As described above, in the power
また再エネ系統安定化システム9は、自己が算出した全体エリアAR1内の各送電線2,3の運用限界値や、全体エリアAR1内の再生可能エネルギーの抑制量及び発電機5,6の発電量を各再エネ系統安定化サブシステム10から通知された再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正する。
The renewable energy
よって本電力系統管理システム1によれば、例えば、再エネ系統安定化システム9だけで全体エリアAR1内の各送電線2,3の運用限界値や、再生可能エネルギーの抑制量及び発電機5,6の出力調整量を算出する場合に比べてより迅速にこれらの値を算出することができる。
Therefore, according to the present power
そして、このように全体エリアAR1内の各送電線2,3の運用限界値や、再生可能エネルギーの抑制量及び発電機5,6の出力調整量を迅速に算出することができれば、図4のステップS13のように実需給断面の1時間前よりもさらに後にこれらの値を算出することができるようになるため(すなわち1時間という時間は、計算の複雑さから余裕を持って設定した時間)、より実需給断面に時間的に近いタイミングでより実状に沿った情報に基づいて各送電線2,3の運用限界値や、再生可能エネルギーの抑制量及び発電機5,6の出力調整量を算出することができる。
If the operational limit values of each
そして、より実状に沿った情報に基づいて各送電線2,3の運用限界値や、再生可能エネルギーの抑制量及び発電機5,6の出力調整量を算出することができれば、各送電線2,3の運用限界値のマージンも小さく設定することができるため、その分、再生可能エネルギーに割りてる送電線2,3の空き容量を無駄なく活用することが可能となる。
If it were possible to calculate the operational limit values of each
この結果として、ノンファーム型接続された再生可能エネルギーの抑制量を低減させることができ、再生可能エネルギー装置の出力抑制量を最小化し、再生可能エネルギー装置の発電電力量を最大化することができるため、再生可能エネルギーの有効活用を推進させることができる。 As a result, the amount of suppression of non-farm-connected renewable energy can be reduced, the amount of output suppression of the renewable energy device can be minimized, and the amount of power generated by the renewable energy device can be maximized, promoting the effective use of renewable energy.
(2)第2の実施の形態
図17について上述した第1の再エネ抑制量算出処理や、図18について上述した第2の再エネ抑制量算出処理では、基幹系統2の空き容量が十分でない場合に全体エリアAR1の風力発電の抑制量を一律の割合で増やすこととしているが(図17のステップS45、図18のステップS67)、風力発電の抑制量を増やすことに加えて又は代わりに基幹系統2の運用限界値を引き上げることでも、風力発電の出力の抑制量を低減させることもできる。
(2) Second embodiment In the first renewable energy suppression amount calculation process described above with reference to FIG. 17 and the second renewable energy suppression amount calculation process described above with reference to FIG. 18, the suppression amount of wind power generation in the entire area AR1 is increased at a uniform rate when the available capacity of the
これは運用限界値が、事前に想定する代表的な基幹系統2の運用パターンにおいて、過渡安定度計算や潮流計算と呼ばれる手法で求められており、必ずしも実際の系統状態を反映した運用限界値でない場合があることに起因する。実際上、例えば、基幹系統2の周囲温度が低い場合、基幹系統2の潮流電力を増加させても基幹系統2の熱上昇が低いためその運用限界値を一時的に引き上げることが可能となる。この手法はDLR(Dynamic Line Rating)と呼ばれる手法である。
This is because the operational limit values are calculated using methods called transient stability calculations and power flow calculations for typical operation patterns of the
図19は、風力発電の抑制量を増やすことに加えて、基幹系統2の運用限界値を引き上げることで再生可能エネルギー(ここでは風力発電電力)の抑制量を低減させるための再エネ系統安定化システム70の論理構成を示す。
Figure 19 shows the logical configuration of a renewable energy
この再エネ系統安定化システム70は、第1の実施の形態の再エネ系統安定化システム9に代えて電力系統管理システム1に適用されるシステムであり、運用限界値算出部71が、第1の実施の形態の運用限界値算出部52が備える機能に加えて、図20に示す運用限界値引上げ処理を実行する機能を備えている点と、将来潮流断面算出部51が、算出した各送電線2,3の30分ごと24時間分の需給断面の潮流電力の予測値を運用限界値算出部71にも出力する点とが第1の実施の形態の再エネ系統安定化システム9と相違する。
This renewable energy
そして運用限界値算出部71は、系統構成作成部50から与えられた全体エリアAR1内の電力系統の構成図の情報と、将来潮流断面算出部51から与えられた30分ごと24時間分の各需給断面における潮流電力の予測値と、系統設備過負荷解消演算部53から与えられた基幹系統2の時間帯ごとの空き容量とに基づいて、図20に示す処理手順に従って基幹系統2の運用限界値を引上げ可能か否かを各需給断面の時間帯ごとにそれぞれ判定し、引上げ可能である場合には、基幹系統2の運用限界値を引き上げて系統設備過負荷解消演算部53に通知する。
Then, the operational limit value calculation unit 71 determines whether or not the operational limit value of the
実際上、運用限界値算出部71は、図20に示す運用限界値引上げ処理を開始すると、
まず、ステップS71以降が未処理の時間帯を1つ選択し(S70)、選択した時間帯(以下、図20の説明においてこれを選択時間帯と呼ぶ)に関する過負荷判定の判定結果及び基幹系統2の空き容量の予測値を系統設備過負荷解消演算部53から与えられた情報に基づいて取得する(S71)。
In practice, when the operational limit value calculation unit 71 starts the operational limit value raising process shown in FIG.
First, one unprocessed time period is selected from step S71 onwards (S70), and the result of the overload determination for the selected time period (hereinafter, in the explanation of Figure 20, this will be referred to as the selected time period) and a predicted value of the available capacity of the
続いて、運用限界値算出部71は、選択時間帯の基幹系統2の潮流変化予測量を算出する(S72)。具体的に、運用限界値算出部71は、将来潮流断面算出部51から与えられた基幹系統2の選択時間帯の需給断面の潮流電力に基づいて、かかる潮流変化予測量をそれぞれ算出する。
Next, the operational limit value calculation unit 71 calculates the predicted amount of power flow change in the
次いで、運用限界値算出部71は、選択時間帯における基幹系統2の空き容量の予測値が予め設定された第3の電力閾値(例えば1000MW)未満であるか否かを判断する(S73)。そして運用限界値算出部71は、この判断で肯定結果を得るとステップS76に進む。
Next, the operational limit calculation unit 71 determines whether the predicted value of the available capacity of the
これに対して、運用限界値算出部71は、ステップS73の判断で否定結果を得ると、ステップS72で算出した基幹系統2の選択時間帯における潮流変化予測量が第3の電力閾値未満であるか否かを判断する(S74)。
In contrast, if the operational limit value calculation unit 71 obtains a negative result in the judgment in step S73, it determines whether the predicted amount of power flow change in the selected time period of the
この判断で否定結果を得ることは、選択時間帯において、潮流変化により基幹系統2の潮流電力が当該基幹系統2の運用限界値を超過するおそれがあることを意味する。かくして、このとき運用限界値算出部71は、選択時間帯における全体エリアAR1(図1)内の各風力発電装置11(図1)の抑制量として、これら風力発電装置11にそれぞれ設定されていた抑制量を一律の割合で増加させた新たな抑制量をそれぞれ算出して中央給電指令所システム8に通知し(S75)、この後、ステップS80に進む。
Obtaining a negative result in this judgment means that there is a risk that the tidal flow power of the
これに対して、運用限界値算出部71は、ステップS74の判断で肯定結果を得ると、中央給電指令所システム8から基幹系統2の周囲温度を取得し、取得した周囲温度が予め設定された閾値温度以下であるか否かを判断する(S76)。
In response to this, if the operational limit value calculation unit 71 obtains a positive result in the judgment of step S74, it acquires the ambient temperature of the
そして運用限界値算出部71は、この判断で肯定結果を得ると、系統設備過負荷解消演算部53に通知するその選択時間帯の基幹系統2の運用限界値を一時的に引き上げると共に(S78)、その旨を中央給電指令所システム8に通知する(S79)。また運用限界値算出部は、ステップS71に戻り、この後、ステップS71以降を上述と同様に処理する。
If the operational limit calculation unit 71 obtains a positive result in this determination, it temporarily raises the operational limit value of the
これに対して、運用限界値算出部71は、ステップS76の判断で否定結果を得ると、選択時間帯に各送電線2,3の運用限界値を引き上げた場合に何らかの問題が発生するか否かを判断する(S77)。
In contrast, if the operational limit calculation unit 71 obtains a negative result in the determination in step S76, it determines whether any problems will occur if the operational limit values of each of the
そして運用限界値算出部71は、ステップS77の判断で否定結果を得ると、系統設備過負荷解消演算部53に通知するその選択時間帯の基幹系統2の運用限界値を一時的に所定割合ずつ引き上げ(S78)、その旨を中央給電指令所システム8に報告する(S79)。そして運用限界値算出部71は、この後、ステップS71に戻って、ステップS71以降の処理を上述と同様に実行する。
If the operational limit value calculation unit 71 obtains a negative result in the determination in step S77, it temporarily raises the operational limit value of the
これに対して、運用限界値算出部71は、ステップS77の判断で肯定結果を得ると、すべての時間帯についてステップS71以降の処理が完了したか否かを判断する(S80)。運用限界値算出部71は、この判断で否定結果を得るとステップS70に戻って、この後、ステップS70で選択する時間帯をステップS71以降が未処理の他の時間帯に順次切り替えながらステップS70~ステップS80の処理を繰り返す。 In response to this, if the operational limit calculation unit 71 obtains a positive result in the determination in step S77, it determines whether or not the processing from step S71 onwards has been completed for all time periods (S80). If the operational limit calculation unit 71 obtains a negative result in this determination, it returns to step S70, and thereafter repeats the processing from step S70 to step S80 while sequentially switching the time period selected in step S70 to other time periods that have not been processed from step S71 onwards.
そして運用限界値算出部71は、やがてすべての時間帯についてステップS71以降の処理を実行し終えることによりステップS80で肯定結果を得ると、この運用限界値引上げ処理を終了する。 Then, when the operational limit calculation unit 71 eventually completes the processing from step S71 onwards for all time periods and obtains a positive result in step S80, it ends the operational limit raising process.
以上のように本実施の形態の電力系統管理システムでは、送電線の空き容量が第3の電力閾値未満の場合や、潮流変化により基幹系統2の潮流電力が当該基幹系統2の運用限界値を超過するおそれがある場合であって、基幹系統2の周囲温度が閾値以下であるときには、基幹系統2の運用限界値を引き上げることで再生可能エネルギー(ここでは風力発電電力)の抑制量を低減させる。
As described above, in the power system management system of this embodiment, when the available capacity of the transmission line is less than the third power threshold, or when there is a risk that the tidal power of the
従って、本電力系統管理システムによれば、再生可能エネルギーに割り当てる基幹系統2の空き容量を大きくすることができ、第1の実施の形態の電力系統管理システム1と比べてより一層とノンファーム型接続された再生可能エネルギーの抑制量を低減させることができる。この結果、再生可能エネルギー装置の出力抑制量を最小化し、再生可能エネルギー装置の発電電力量を最大化することができるため、より一層と再生可能エネルギーの有効活用を推進させることができる。
Therefore, according to this power system management system, it is possible to increase the available capacity of the
(3)他の実施の形態
なお上述の第1及び第2の実施の形態においては、中央給電指令所システム8が、再生可能エネルギーの抑制量をインターネット上の自社のホームページなどで公開して再生可能エネルギーの発電事業者に発電の抑制を求めることで再生可能エネルギーの発電を間接的に抑制するようにした場合について述べたが、本発明はこれに限らず、中央給電指令所システム8がノンファーム型接続された再生可能エネルギー装置を直接的に制御して再生可能エネルギーの発電量を抑制させるようにしてもよい。
(3) Other embodiments In the above-described first and second embodiments, the central load
また上述の第1及び第2の実施の形態においては、ノンファーム型接続された再生可能エネルギー装置の発電の抑制を中央給電指令所システム8が行うようにした場合について述べたが、本発明はこれに限らず、例えば、再エネ系統安定化システム9が行うようにしてもよい。
In the above-mentioned first and second embodiments, the central
本発明は、再生可能エネルギーを発電する再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続された電力系統の安定化のための制御を行う種々の構成の電力系統管理システムに広く適用することができる。 The present invention can be widely applied to various types of power system management systems that perform control to stabilize a power system in which renewable energy devices that generate renewable energy are connected in a non-farm type manner.
1……電力系統管理システム、2,3,3A,3B……送電線、4,4A1,4A2,4B……変圧器、5,5A~5C,6,6A,6B……発電機、8……中央給電指令所システム、9、70……再エネ系統安定化システム、10,10A,10B……再エネ系統安定化サブシステム、11,11A,11B,22……風力発電装置、12,12A,12B……太陽光発電装置、13,13A,13B,14……系統データ保存データベース、20……発電事業者、21……一般送配電事業者、23……負荷、30……CPU、40……系統構成作成プログラム、41……将来潮流断面算出プログラム、42……運用限界値算出プログラム、43……系統設備過負荷解消演算プログラム、44……再エネ出力抑制量演算プログラム、45……発電機出力調整量演算プログラム、50,60……系統構成作成部、51,61……将来潮流断面算出部、52,62,71……運用限界値算出部、53,63……系統設備過負荷解消演算部、54,64……再エネ出力抑制量演算部、55……発電機出力調整量演算部、AR1……全体エリア、AR2,AR2A,AR2B……部分エリア。 1...power system management system, 2, 3, 3A, 3B...power transmission line, 4, 4A 1 , 4A 2 , 4B...transformer, 5, 5A to 5C, 6, 6A, 6B...generator, 8...central load dispatching center system, 9, 70...renewable energy system stabilization system, 10, 10A, 10B...renewable energy system stabilization subsystem, 11, 11A, 11B, 22...wind power generation device, 12, 12A, 12B...photovoltaic power generation device, 13, 13A, 13B, 14...system data storage database, 20...power generation company, 21...general power transmission and distribution company, 23...load, 30...CPU, 40...system configuration creation program, 41...future power flow interruption Area calculation program, 42...operational limit value calculation program, 43...system equipment overload resolution calculation program, 44...renewable energy output suppression amount calculation program, 45...generator output adjustment amount calculation program, 50, 60...system configuration creation unit, 51, 61...future power flow cross section calculation unit, 52, 62, 71...operational limit value calculation unit, 53, 63...system equipment overload resolution calculation unit, 54, 64...renewable energy output suppression amount calculation unit, 55...generator output adjustment amount calculation unit, AR1...entire area, AR2, AR2A, AR2B...partial area.
Claims (8)
前記電力系統のエリア全体でなる全体エリアを管轄する第1の計算機システムと、
それぞれ前記全体エリア内の互いに重複しない部分的なエリアを管轄する複数の第2の計算機システムと、
前記再生可能エネルギー装置の発電量を直接的又は間接的に制御する第3の計算機システムと
を備え、
各前記第2の計算機システムは、
自己が管轄する前記部分的なエリアでなる部分エリア内の発電実績と、当該部分エリア内の送電線の運用限界値とを前記第1の計算機システムと共有し、
自己が管轄する前記部分エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を、当該部分エリア内における発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とに基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を前記第1の計算機システムに通知し、
前記第1の計算機システムは、
前記全体エリア内における前記ノンファーム型接続された前記再生可能エネルギー装置により発電される前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記部分エリアにおける前記再生可能エネルギーの発電実績と、各前記部分エリア内の前記送電線の運用限界値に基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記第2の計算機システムからそれぞれ通知される前記再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正し、
前記第3の計算機システムは、
前記第1の計算機システムにより算出及び補正された前記抑制量分だけ前記再生可能エネルギーの発電量を抑制するように、前記再生可能エネルギー装置の発電量を制御する
ことを特徴とする電力系統管理システム。 In a power system management system that manages a power system in which a renewable energy device that generates renewable energy is connected in a non-farm type,
a first computer system that governs an entire area of the power grid;
a plurality of second computer systems each responsible for a non-overlapping partial area within the entire area;
and a third computer system that directly or indirectly controls the amount of power generated by the renewable energy device,
Each of the second computer systems is
sharing with the first computer system a power generation record within the partial area that is the partial area under the jurisdiction of the power generation system and an operational limit value of a power transmission line within the partial area;
Calculate a suppression amount of the renewable energy in the partial area under its jurisdiction based on a power generation record in the partial area and an operational limit value of the power transmission line in the partial area, and notify the first computer system of the calculated suppression amount of the renewable energy;
The first computer system
Calculate a suppression amount of the renewable energy generated by the non-farm type connected renewable energy device in the entire area based on the power generation record of the renewable energy in each of the partial areas and the operational limit value of the transmission line in each of the partial areas, and correct the calculated suppression amount of the renewable energy based on the suppression amount of the renewable energy notified from each of the second computer systems,
The third computer system is
a power system management system that controls an amount of power generation of the renewable energy device so as to suppress an amount of power generation of the renewable energy by the suppression amount calculated and corrected by the first computer system.
各前記部分エリアの天気予報に基づいて前記部分エリアごとの前記再生可能エネルギーの抑制量をそれぞれ算出するようにして、前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出する
ことを特徴とする請求項1に記載の電力系統管理システム。 The first computer system
2. The power system management system according to claim 1, further comprising: a power grid management system for managing a renewable energy consumption amount in a power grid that is ...
前記部分エリアごとに、当該部分エリア内の前記再生可能エネルギー装置の出力変更指令に対する応答速度を考慮して再生可能エネルギーの抑制量を算出するようにして、前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出する
ことを特徴とする請求項1に記載の電力系統管理システム。 The first computer system
The power system management system according to claim 1, characterized in that a suppression amount of the renewable energy in the entire area is calculated by calculating, for each partial area, a suppression amount of the renewable energy in consideration of a response speed of the renewable energy device in the partial area to an output change command.
前記再生可能エネルギー装置に割り当てる前記電力系統の送電線の空き容量が十分でない場合には、当該送電線の前記運用限界値を引き上げる
ことを特徴とする請求項1に記載の電力系統管理システム。 The first computer system
The power system management system according to claim 1 , wherein, when a free capacity of a transmission line of the power system to be allocated to the renewable energy device is insufficient, the operation limit value of the transmission line is increased.
前記電力系統管理システムは、
前記電力系統のエリア全体でなる全体エリアを管轄する第1の計算機システムと、
それぞれ前記全体エリア内の互いに重複しない部分的なエリアを管轄する複数の第2の計算機システムと、
前記再生可能エネルギー装置の発電量を直接的又は間接的に制御する第3の計算機システムとを有し、
各前記第2の計算機システムが、自己が管轄する前記部分的なエリアでなる部分エリア内の発電実績と、当該部分エリア内の送電線の運用限界値とを前記第1の計算機システムと共有し、自己が管轄する前記部分エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を、当該部分エリア内における発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とに基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を前記第1の計算機システムに通知する第1のステップと、
前記第1の計算機システムが、各前記部分エリアにおける前記再生可能エネルギーの発電実績と、各前記部分エリア内の前記送電線の運用限界値に基づいて算出した、前記全体エリア内における前記ノンファーム型接続された前記再生可能エネルギー装置により発電される前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記第2の計算機システムからそれぞれ通知される前記再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正する第2のステップと、
前記第3の計算機システムが、前記第1の計算機システムにより算出及び補正された前記抑制量分だけ前記再生可能エネルギーの発電量を抑制するように、前記再生可能エネルギー装置の発電量を制御する第3のステップと
を備えることを特徴とする電力系統管理方法。 A power system management method executed in a power system management system that manages a power system in which a renewable energy device that generates renewable energy is connected in a non-farm type,
The power system management system includes:
a first computer system that governs an entire area of the power grid;
a plurality of second computer systems each responsible for a non-overlapping partial area within the entire area;
and a third computer system that directly or indirectly controls the amount of power generated by the renewable energy device;
a first step in which each of the second computer systems shares with the first computer system a power generation record in a partial area that is the partial area under its jurisdiction and an operational limit value of the transmission line in the partial area, calculates a suppression amount of the renewable energy in the partial area under its jurisdiction based on the power generation record in the partial area and the operational limit value of the transmission line in the partial area, and notifies the first computer system of the calculated suppression amount of the renewable energy;
A second step in which the first computer system corrects the suppression amount of the renewable energy generated by the non-farm type connected renewable energy device in the entire area, which is calculated based on the power generation record of the renewable energy in each of the partial areas and the operational limit value of the transmission line in each of the partial areas, based on the suppression amount of the renewable energy notified from each of the second computer systems;
and a third step of controlling, by the third computer system, the amount of power generation of the renewable energy device so as to suppress the amount of power generation of the renewable energy by the suppression amount calculated and corrected by the first computer system.
各前記部分エリアの天気予報に基づいて前記部分エリアごとの前記再生可能エネルギーの抑制量をそれぞれ算出し、
算出結果に基づいて前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出するようにして、前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出する
ことを特徴とする請求項5に記載の電力系統管理方法。 The first computer system
Calculating the suppression amount of the renewable energy for each of the partial areas based on a weather forecast for each of the partial areas;
The power system management method according to claim 5, further comprising: calculating an amount of suppression of the renewable energy in the entire area based on a result of the calculation, thereby calculating an amount of suppression of the renewable energy in the entire area.
前記部分エリアごとに、当該部分エリア内の前記再生可能エネルギー装置の出力変更指令に対する応答速度を考慮して再生可能エネルギーの抑制量を算出するようにして、前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出する
ことを特徴とする請求項5に記載の電力系統管理方法。 The first computer system
The power system management method according to claim 5, further comprising: calculating, for each partial area, a suppression amount of the renewable energy in consideration of a response speed of the renewable energy device in the partial area to an output change command, thereby calculating the suppression amount of the renewable energy in the entire area.
前記再生可能エネルギー装置に割り当てる前記電力系統の送電線の空き容量が十分でない場合には、当該送電線の前記運用限界値を引き上げる
ことを特徴とする請求項5に記載の電力系統管理方法。
The first computer system
The power system management method according to claim 5, further comprising: increasing the operational limit value of a transmission line of the power system when the available capacity of the transmission line to be allocated to the renewable energy device is insufficient.
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国立研究開発法人 新エネルギー・産業技術総合開発機構 (委託先)東京電力パワーグリッド株式会社 東電設計株式会社 株式会社三菱総合研究所,再生可能エネルギーの大量導入に向けた次世代電力ネットワーク安定化技術開発/研究開発項目[1]-1 日本版コネクト&マネージ実現に向けたフィージビリティスタディ,2019年度成果報告書,日本,2020年03月,p54-60 |
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