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技術 需給制御装置

出願人 富士電機株式会社
発明者 島崎祐一飯坂達也大野健林巨己
出願日 2013年2月28日 (7年11ヶ月経過) 出願番号 2013-038281
公開日 2013年10月10日 (7年4ヶ月経過) 公開番号 2013-212044
状態 特許登録済
技術分野 給配電網の遠方監視・制御 電池等の充放電回路 交流の給配電
主要キーワード 既存電源 周波数計測装置 緩衝帯 周波数偏 負荷周波数 調整容量 出力増加量 機上げ
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重要な関連分野

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図面 (17)

課題

電力系統において、負荷周波数制御LFC)の制御対象である発電機および蓄電池への制御指令値を算出する際に、蓄電池の残存容量目標値に近づけるようにLFCの制御対象発電機および蓄電池に指令値の配分を行う需給制御装置を提供する。

解決手段

電力系統の周波数を一定に保つために必要な発電電力を計算する地域要求量算出手段と、蓄電池の残存容量を目標値に近づけると共に、地域要求量を満たす発電機の出力指令値および前記蓄電池の充放電指令値を算出する電力指令値算出手段とを備える。

概要

背景

電力系統は、電力発電量(供給)と電力消費量(需要)のバランス需給バランス)を保つことにより、所定の定格周波数(50Hzまたは60Hz)を維持している。電力が供給不足となればタービン発電機の回転速度が低下して系統周波数は低下し、電力が供給過多となればタービン発電機の回転が上昇し、系統周波数は上昇してしまう。そのため、電力系統の周波数を定格周波数に制御するためには、電力発電量を電力消費量に追随させる必要がある。

電力系統の負荷周波数制御LFC:Load Frequency Control)とは、系統周波数の基準値(定格周波数)から周波数偏差を検出し、その周波数偏差を0に近づけるように指定された発電所発電出力変化を割り当てるフィードバック制御のことである。

近年、CO2排出量削減等、環境問題への貢献を目的として、風力発電太陽光発電等を用いた発電ステムの普及が世界的に進んでいる。しかし、これらの発電システムは極めて短期間に発電量が変動する特徴がある。この変動は発電機の応答スピードよりも速い場合があるため、電力系統全体の需要と供給のバランスが崩れ、その結果、系統周波数の変動が引き起こされるという問題がある。この問題を解決するため、負荷周波数制御に発電機だけでなく二次電池蓄電池)を利用してLFC調整容量を確保する手法が試みられている。例えば、負荷周波数制御に二次電池を利用する技術が下記の特許文献1、特許文献2、非特許文献1に記載されている。

特許文献1は、二次電池の残存容量の20〜30[%]まで放電されたとき、あるいは70〜80[%]まで充電されたときは二次電池の充放電を停止し、それ以後の負荷周波数制御は発電機だけで行なう技術について開示している。

特許文献2は、二次電池の充電深度が50[%]になるように充電深度を補正する方法を開示している。
非特許文献1は、短周期地域要求量(AR:Area Requirement)の変動を蓄電池に、長周期のARの変動を既存電源分担させることで協調したLFCのロジックを開示している。また、非特許文献1は、複数の蓄電池を想定し蓄電池のロスを低減するために個々のNAS電池のSOC(State of Charge:残存容量)を均一化するように、蓄電池の充放電を制御する技術についても開示している。

概要

電力系統において、負荷周波数制御(LFC)の制御対象である発電機および蓄電池への制御指令値を算出する際に、蓄電池の残存容量を目標値に近づけるようにLFCの制御対象発電機および蓄電池に指令値の配分を行う需給制御装置を提供する。電力系統の周波数を一定に保つために必要な発電電力を計算する地域要求量算出手段と、蓄電池の残存容量を目標値に近づけると共に、地域要求量を満たす発電機の出力指令値および前記蓄電池の充放電指令値を算出する電力指令値算出手段とを備える。

目的

本発明は、上記課題を解決するためになされたもので、蓄電池の残存容量が0もしくは満充電とならないように、蓄電池の残存容量を所定の目標値に近づけると共に、地域要求量を満たすLFC対象発電機および蓄電池の指令値を制御する需給制御装置を提供する

効果

実績

技術文献被引用数
3件
牽制数
2件

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請求項1

電力系統電力を供給する発電機および蓄電池をそれぞれ少なくとも一台以上を有する 電力系統の負荷周波数を制御する需給制御装置であって、系統周波数系統容量基準周波数とを用いて地域要求量を算出する地域要求量算出手段と、前記地域要求量から前記発電機および前記蓄電池を制御する必要のある必要発電電力を計算する必要電力変換部と、前記蓄電池の残存容量を所定の目標値に近づけると共に、前記地域要求量を満たす前記発電機の出力指令値および前記蓄電池の充放電指令値を前記必要発電電力から計算する電力指令値配分量計算手段と、を備えることを特徴とする需給制御装置。

請求項2

前記電力指令値配分量計算手段は、前記発電機の出力が前記必要発電電力に対して余裕がある場合には、前記蓄電池の残存容量を所定の目標値に近づけるように前記出力指令値および前記充放電指令値を計算することを特徴とする請求項1に記載の需給制御装置。

請求項3

前記電力指令値配分量計算手段は、前記地域要求量が正のとき、かつ、前記蓄電池の残存容量が前記所定の目標値より低い場合、かつ、前記発電機の出力増加量余力がある場合に、前記出力指令値を前記必要発電電力と前記蓄電池の充電電力の和を用いることを特徴とする請求項1または2に記載の需給制御装置。

請求項4

前記電力指令値配分量計算手段は、前記地域要求量が負のとき、かつ、前記蓄電池の残存容量が目標値より高い場合、かつ、前記発電機の出力減少量に余力がある場合に、需給出力指令値を前記必要発電電力と前記蓄電池の放電電力の和を用いることを特徴とする請求項1または2に記載の需給数制御装置

請求項5

前記地域要求量算出手段は、系統定数と前記系統容量と前記系統周波数及び前記基準周波数の周波数偏差との積から前記地域要求量を求めることを特徴とする請求項1〜4のいずれか一項に記載の需給制御装置。

請求項6

前記地域要求量算出手段は、系統定数と前記系統容量と前記系統周波数及び前記基準周波数の周波数偏差の積とを連系点潮流偏差から引くことにより前記地域要求量を求めることを特徴とする請求項1〜4のいずれか一項に記載の需給制御装置。

請求項7

電力系統へ電力を供給する発電機および蓄電池をそれぞれ少なくとも一台以上を有する電力系統の連系点潮流を制御する需給制御装置であって、前記連系点潮流から地域要求量を算出する地域要求量算出手段と、前記地域要求量より前記発電機および前記蓄電池を制御する必要のある必要発電電力を計算する必要電力変換部と、前記蓄電池の残存容量を所定の目標値に近づけると共に、前記地域要求量を満たす前記発電機の出力指令値および前記蓄電池の充放電指令値を前記必要発電電力から計算する電力指令値配分量計算手段と、を備えることを特徴とする需給制御装置。

請求項8

前記電力指令値配分量計算手段は、前記蓄電池の残存容量が該残存容量の目標値に対する不感帯幅の内側である場合には、前記蓄電池の充放電量目標値に近づけるように前記出力指令値および前記充放電指令値を計算することを特徴とする請求項1または7に記載の需給制御装置。

技術分野

0001

本発明は、電力系統電力需給制御係り、特に電力系統の発電機および蓄電池への制御指令値を算出し、その配分を行う需給制御装置に関する。

背景技術

0002

電力系統は、電力発電量(供給)と電力消費量(需要)のバランス需給バランス)を保つことにより、所定の定格周波数(50Hzまたは60Hz)を維持している。電力が供給不足となればタービン発電機の回転速度が低下して系統周波数は低下し、電力が供給過多となればタービン発電機の回転が上昇し、系統周波数は上昇してしまう。そのため、電力系統の周波数を定格周波数に制御するためには、電力発電量を電力消費量に追随させる必要がある。

0003

電力系統の負荷周波数制御LFC:Load Frequency Control)とは、系統周波数の基準値(定格周波数)から周波数偏差を検出し、その周波数偏差を0に近づけるように指定された発電所発電出力変化を割り当てるフィードバック制御のことである。

0004

近年、CO2排出量削減等、環境問題への貢献を目的として、風力発電太陽光発電等を用いた発電システムの普及が世界的に進んでいる。しかし、これらの発電システムは極めて短期間に発電量が変動する特徴がある。この変動は発電機の応答スピードよりも速い場合があるため、電力系統全体の需要と供給のバランスが崩れ、その結果、系統周波数の変動が引き起こされるという問題がある。この問題を解決するため、負荷周波数制御に発電機だけでなく二次電池(蓄電池)を利用してLFC調整容量を確保する手法が試みられている。例えば、負荷周波数制御に二次電池を利用する技術が下記の特許文献1、特許文献2、非特許文献1に記載されている。

0005

特許文献1は、二次電池の残存容量の20〜30[%]まで放電されたとき、あるいは70〜80[%]まで充電されたときは二次電池の充放電を停止し、それ以後の負荷周波数制御は発電機だけで行なう技術について開示している。

0006

特許文献2は、二次電池の充電深度が50[%]になるように充電深度を補正する方法を開示している。
非特許文献1は、短周期地域要求量(AR:Area Requirement)の変動を蓄電池に、長周期のARの変動を既存電源分担させることで協調したLFCのロジックを開示している。また、非特許文献1は、複数の蓄電池を想定し蓄電池のロスを低減するために個々のNAS電池のSOC(State of Charge:残存容量)を均一化するように、蓄電池の充放電を制御する技術についても開示している。

先行技術

0007

特開2001−37085号公報 (図2図57頁)
特開2012−16077号公報 (図27頁)
「蓄電池の負荷周波数制御(LFC)への活用に関する研究—既存電源と協調した制御方式とLFC運転時のロス低減方式の提案—」、電力中央研究所報告財団法人電力中央研究所、平成23年7月、R10018、p.1-19

発明が解決しようとする課題

0008

しかしながら、特許文献1に記載された二次電池を含む電力系統の周波数制御方法およびその装置は、二次電池の残存容量の20〜30[%]まで放電されたとき、あるいは70〜80[%]まで充電されたときは二次電池の充放電を停止するため、二次電池が使用できない時間が存在する可能性がある。そのため、この文献に開示される発明は、電池が使用できない時間帯は発電機だけで自然エネルギーの大きな変動に対応しなければならず、需給バランスが取れなくなる可能性がある。

0009

また、特許文献2に記載された電力系統の周波数制御装置では、蓄電池の残存容量を50%に近づけるための制御を実施しているが、蓄電池の残存容量を制御するために、地域要求量を満足しない指令値を蓄電池に与えている。そのため、電力系統の周波数変動に少なからず影響を与えるという課題がある。

0010

非特許文献1に開示される方式は、個々のNAS電池のSOC(残存容量)を均一化するよう蓄電池に充放電指令を与えているが、蓄電池システム全体として残存容量が0に近づいたとき、または満充電に近づいたときには、蓄電池システムは機能しなくなるという問題がある。その結果、この方式では、電力需給のバランスが保てなくなり、系統周波数が一定に保てなくなるという、特許文献1と同様の課題がある。

0011

本発明は、上記課題を解決するためになされたもので、蓄電池の残存容量が0もしくは満充電とならないように、蓄電池の残存容量を所定の目標値に近づけると共に、地域要求量を満たすLFC対象発電機および蓄電池の指令値を制御する需給制御装置を提供することを目的とする。

課題を解決するための手段

0012

前述した課題を解決するために本発明の需給制御装置は、電力系統へ電力を供給する発電機および蓄電池をそれぞれ少なくとも一台以上を有する電力系統の負荷周波数を制御する需給制御装置であって、系統周波数と系統容量基準周波数とを用いて地域要求量を算出する地域要求量算出手段と、前記地域要求量より前記発電機および前記蓄電池を制御する必要のある必要発電電力を計算する必要電力変換部と、前記蓄電池の残存容量を所定の目標値に近づけると共に、前記地域要求量を満たす前記発電機の出力指令値および前記蓄電池の充放電指令値を前記必要発電電力から計算する電力指令値配分量計算手段とを備えることを特徴とする。

0013

また、前記電力指令値配分量計算手段は、前記蓄電池の残存容量が該残存容量の不感帯幅の内側である場合には、前記蓄電池の充放電量目標値に近づけるように前記出力指令値および前記充放電指令値を計算することを特徴とする。

発明の効果

0014

本発明の需給制御システムによれば、地域要求量を満たし、且つ蓄電池の残存容量を目標値に近づける制御を行なうので、蓄電池の残存容量が0または満充電となることを回避し、蓄電池の充放電能力最大限利用することができ、中断することなく負荷周波数制御を実施することが可能になる。

0015

また、蓄電池の残存容量が不感帯幅の内側にある場合は、地域要求量を満たし、且つ蓄電池の充放電量目標値に近づけるように蓄電池および発電機を制御するので、より効果的に蓄電池の充放電能力を利用することが可能になる。

図面の簡単な説明

0016

需給制御装置の概略構成(第1の実施形態)を示す図である。
電力指令値配分量計算部の動作手順を示すフローチャート(その1)である。
電力指令値配分量計算部の動作手順を示すフローチャート(その2)である。
シミュレーション諸条件(第1の実施形態)を示す図である。
シミュレーション条件(第1の実施形態)を表す図である。
シミュレーション結果(第1の実施形態/その1)を表す図である。
シミュレーション結果(第1の実施形態/その2)を表す図である。
シミュレーション結果(第1の実施形態/その3)を表す図である。
シミュレーション結果(第1の実施形態/その4)を表す図である。
需給制御装置の概略構成(第2の実施形態)を示す図である。
電力指令値配分量計算部の動作手順を示すフローチャート(その1)である。
電力指令値配分量計算部の動作手順を示すフローチャート(その2)である。
シミュレーション諸条件(第2の実施形態)を示す図である。
シミュレーション条件(第2の実施形態)を表す図である。
シミュレーション結果(第2の実施形態/その1)を表す図である。
シミュレーション結果(第2の実施形態/その2)を表す図である。

実施例

0017

以下、本発明の実施形態の一例について図面を参照しながら説明する。
尚、本発明の実施形態の説明においては、1秒毎に発電機および蓄電池に指令を与える。即ち1秒周期での制御を前提とする。但し、この1秒周期での制御は一例であり、例えば3秒毎の制御周期であってもよい。
<第1実施形態>
以下、図1図9を参照して、本発明の第1の実施形態における需給制御装置について説明する。また、本実施形態と従来技術とのシミュレーション結果の相違点についても説明する。

0018

図1は需給制御装置とその周辺装置制御対象である発電機および蓄電池等の関係を概略的に示した図である。
需給制御装置500は、周波数計測装置100、連系点潮流計測装置200、発電量計測装置300および蓄電池残存容量計測装置400から各種データを収集し、発電機600および蓄電池700への発電出力や充放電出力の指令を与える。需給制御装置500は、汎用コンピュータPLC(プログラマブルロジックコントローラ)のような計算機であり、地域要求量算出部510、必要電力変換部520、電力指令値配分量計算部530によって構成される。需給制御装置500は、電力指令値配分量計算部530が蓄電池を残存容量の目標値に近づけるように、発電機および蓄電池への電力指令値を発電機指令値と蓄電池指令値とに配分する。尚、蓄電池の残存容量の目標値は、蓄電池の満充電容量に対する比率で表すことができ、例えば60[%]のように設定する。これに限らず、[kWh]等の単位を用いて表してもよい。

0019

以下に、図1に示す各装置及び、その機能について詳しく説明する。
周波数計測装置100は、電力系統の1点から周波数を計測する装置である。50Hzや60Hzの場合では、通常0.01Hz単位で周波数を収集する。複数点の周波数を計測する場合は、例えばその平均値等の代表値を需給制御装置500へ伝送する。

0020

連系点潮流計測装置200は、連系している電力系統との連系点における潮流を計測する装置である。
発電量計測装置300は、発電機の発電量を計測する装置である。制御対象の発電機が複数台ある場合は、個別に計測し、個別に需給制御装置500へ伝送する。

0021

蓄電池残存容量計測装置400は、蓄電池の残存容量を計測する装置である。残存容量を満充電容量に対する0〜100[%]として計測してもよいし、[kWh]などの単位で計測してもよい。制御対象の蓄電池が複数台ある場合は、個別に計測し、需給制御装置500へ個別に伝送する。

0022

尚、図1及び以降の説明においては、便宜上、発電量計測装置300や蓄電池残存容量計測装置400をそれぞれ一つとして示すが、複数の発電量計測装置や複数の蓄電池残存容量計測装置を具備する構成であっても構わない。需給制御装置500は、特に図示しないが内部にメモリ、CPUおよびLANなどの伝送装置実装されている。需給制御装置500内に実装される地域要求量算出部510、必要電力変換部520、電力指令値配分量計算部530については、以下に説明する。

0023

地域要求量算出部510は、系統周波数、基準周波数(定格周波数)および連系点潮流などから地域要求量AR(需給インバランス)を算出する機能である。ここで、地域要求量ARは以下で定義され、以下3つの負荷周波数制御(LFC)の方式により導出方法が異なる。
1.定周波数制御方式(Flat Frequency Control,FFC)
AR[kW]=−系統定数[%/Hz]×系統容量[kW]×周波数偏差[Hz]
周波数偏差は系統周波数と基準周波数(定格周波数)との差分で定義される。基準周波数は、日本では50Hzまたは60Hzである。系統周波数は、周波数計測装置100にて計測された値である。系統定数および系統容量とは、対象の電力系統固有定数である。
2.周波数偏連系線電力制御方式(Tie LineLoad Frequency Control,TBC
AR[kW]=−系統定数[%/Hz]×系統容量[kW]×周波数偏差[Hz]+連系点潮流偏差[kW]
連系点潮流偏差は連系点潮流と連系点潮流目標値との差分で定義される。潮流は連系している系統から自系統に流れる向きを正とする。連系点潮流は、連系点潮流計測装置200にて計測された値である。尚、連系点潮流目標値とは、連系する電力系統からの購入電力計画値もしくは電力系統への充電電力計画値である。
3.定連系線電力制御方式(Flat Tie Line Control,FTC)
AR[kW]=連系点潮流偏差[kW]
連系点潮流偏差は、上記のTBCと同様、連系点潮流と連系点潮流目標値との差分で定義される。

0024

必要電力変換部520は、上記地域要求量算出部510で求めた地域要求量ARに制御係数掛け、LFC対象発電機および蓄電池へ与える制御操作量(必要発電電力P)に変換する。例えば、負荷周波数制御をPID制御にて行っている場合は、以下の式のように必要発電電力Pを計算する。

0025

必要発電電力P=制御係数(比例ゲインKp、積分ゲインKi、微分ゲインKd)×地域要求量AR
ここで必要発電電力Pは、発電機および蓄電池で必要となる電力の合計値とも言える。換言すれば、ここで言う“発電”は発電機の出力だけでなく、蓄電池の放電も一種の“発電”として扱うことを意味する。

0026

電力指令値配分量計算部530は、上記必要電力変換部520にて計算された必要発電電力Pを、LFC対象発電機および蓄電池へどう配分するか、その配分量を計算する。発電機指令値/蓄電池指令値とは、発電機/蓄電池に与える出力を増減させる指令値であり、単位は[kW]とする。発電機指令値/蓄電池指令値が正の値の場合は、出力を何[kW]増加/充電させる指令値のことであり、発電機指令値/蓄電池指令値が負の値の場合は、出力を何[kW]減少/放電させる指令値であることを意味する。

0027

発電機/蓄電池を単位時間にどれだけ出力を変化させることができるかという出力変化率として、例えば1秒あたりに変化させることができる電力[kW]の場合、出力変化率の単位は[kW/s]と表す。また、制御周期内に出力を増加させられる上限を“上げ代”、出力を減少させられる上限を“下げ代”と呼ぶこととする。上げ代および下げ代の単位は[kW]である。ここで、1秒周期で制御を行う場合、出力変化率[kW/s]に1[s]を掛けることによって、上げ代または下げ代を計算することができる。また、出力変化率が発電機の定格出力に対する[%]で表されている場合は、出力変化率[%]に発電機の定格出力を掛けることにより、発電機の上げ代または下げ代を計算する。

0028

LFC対象発電機および蓄電池へ必要発電電力Pを配分する際には、発電機および蓄電池の上げ代、下げ代を考慮して処理を行う。以降の説明では、発電機上げ代の符号は正の値とし、発電機下げ代の符号は負の値とする。

0029

次に、図2および図3を参照して、電力指令値配分量計算部530の動作手順について詳しく説明する。尚、電力指令値配分量計算部530は、必要電力変換部520から必要発電電力Pを受け取り処理を開始する。

0030

まず、電力指令値配分量計算部530は、ステップS11にて必要発電電力Pが0以上の値か負の値かを判定し、必要発電電力Pが0以上の値の場合(ステップS11、Yes)は、ステップS12へ進む。必要発電電力Pが負の値の場合(ステップS11、No)は、ステップAへ進む。その後、後述する図3のフローチャートの処理を終えた後、ステップBから、図2のフローチャートに戻り、処理を終了する。

0031

ところで系統周波数を一定に保つためには、必要発電電力Pが0より大きい場合は発電機および蓄電池の合計出力を増加させる必要があり、必要発電電力Pが0より小さい場合は発電機および蓄電池の合計出力を減少させる必要がある。必要発電電力Pが0の場合は、系統周波数は一定に保たれているため、発電機および蓄電池の合計出力を変更する必要はない。尚、以下の本実施形態では必要発電電力Pが0の場合は、発電機および蓄電池の合計出力を変更することなく、蓄電池の残存容量を目標値に近づけるように発電機および蓄電池の出力配分を変更するものとする。

0032

次に、ステップS12にて、電力指令値配分量計算部530は、必要発電電力Pが発電機の上げ代以下か否かを判定する。必要発電電力Pが発電機の上げ代より大きい場合(ステップS12、No)は、ステップS13に進む。必要発電電力Pが発電機の上げ代以下の場合(ステップS12、Yes)、ステップS14へ進む。

0033

ステップS13では、電力指令値配分量計算部530は、必要発電電力Pを以下のように配分し、処理を終了する。
発電機指令値=発電機上げ代
蓄電池指令値=発電機上げ代−必要発電電力P
ステップS14では、電力指令値配分量計算部530は、蓄電池の残存容量の計測値(SOC計測値)と蓄電池の残存容量の目標値(SOC目標値)との大小関係を判定する。SOC目標値は運用者が設定する場合や発電機起動停止計画(UC:Unit Commitment)や経済負荷配分制御(EDC:Economic load Dispatching Control)の計画値を用いてもよい。

0034

SOC計測値がSOC目標値より大きい場合(ステップS14、No)、ステップS15へ進み、電力指令値配分量計算部530は必要発電電力Pを以下のように配分し、処理を終了する。

0035

発電機指令値=必要発電電力P
蓄電池指令値=0
SOC計測値がSOC目標値以下の場合(ステップS14、Yes)、ステップS16へ進む。

0036

ステップS16では、電力指令値配分量計算部530は、SOC目標値になるための蓄電池の充電電力aを以下の式で計算する。
充電電力a[kW]=(SOC目標値[kWh]−SOC計測値[kWh])×3600
本実施例での充電電力は、1秒間でSOC目標値へ充電するために必要な電力という意味である。そのため、[kWh]から[kW]への単位変換のために3600を掛けている。

0037

尚、充電電力aは0以上の値(負の値にはならない)とする。以降の説明でSOC目標値およびSOC計測値が[%]で表されていた場合は、満充電時の容量[kWh]をSOC目標値およびSOC計測値に掛けることによって、[kWh]表示に変換している。

0038

次に、ステップS17では、電力指令値配分量計算部530は、必要発電電力Pと充電電力aの和と、発電機上げ代の大小関係を判定する。
発電機上げ代が必要発電電力Pと充電電力aの和以上の場合(ステップS17、Yes)、発電機上げ代で必要発電電力Pと充電電力aの和に相当する電力をまかなうことが可能である。そこで電力指令値配分量計算部530は必要発電電力Pを以下のように配分(ステップS18)し、処理を終了する。

0039

発電機指令値=必要発電電力P+充電電力a
蓄電池指令値=充電電力a
発電機上げ代が必要発電電力Pと充電電力aの和より大きくなければ(ステップS17、No)、発電機上げ代で必要発電電力Pと充電電力aの和に相当する電力をまかなうことが不可能なので、電力指令値配分量計算部530は必要発電電力Pを以下のように配分(ステップS19)し、処理を終了する。

0040

発電機指令値=発電機上げ代
蓄電池指令値=発電機上げ代−必要発電電力P
ここで、図2のステップA(後述の図3)を説明する前に、ステップS13、15、16、18、19の各処理の数値例について説明する。

0041

図2のステップS13の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部530が必要電力変換部520から受け取った必要発電電力Pが100[kW]、発電機上げ代が必要発電電力Pを下回る90[kW]の場合は、発電機の出力には余裕がないので、蓄電池のSOC制御は行えない。この場合は、ステップS11のYes、ステップS12のNoを経て、電力指令値配分量計算部530はステップS13を以下のように計算する。

0042

発電機指令値=発電機上げ代=90[kW]
蓄電池指令値=発電機上げ代−必要発電電力P=90−100=−10[kW]
(蓄電池は放電、SOC制御なし)
図2のステップS15の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部530が必要電力変換部520から受け取った必要発電電力Pが100[kW]、発電機上げ代が必要発電電力Pを上回る150[kW]、SOC目標値が50[%]、SOC計測値が60[%]であった場合は、ステップS11のYes、ステップS12のYes、ステップS14のNoを経て、電力指令値配分量計算部530はステップS15を以下のように計算する。

0043

発電機指令値=必要発電電力P=100[kW]
蓄電池指令値=0
(蓄電池に出力変化なし、SOC制御なし)
図2のステップS18の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部530が必要電力変換部520から受け取った必要発電電力Pが10[kW]、発電機上げ代が必要発電電力Pを上回る400[kW]、SOC目標値が50[%]、SOC計測値が49.9[%]、蓄電池の満充電容量が100[kWh]の場合は、発電機の出力には390[kW]の余裕がある。このとき、蓄電池残存容量が目標値より小さいので、残存容量を目標値に近づけるためには蓄電池に充電させる指令を出す必要がある。ステップS16にて蓄電池の残存容量が目標値となるためにどれだけ充電する必要があるか(充電電力a)を以下のように計算する。

0044

充電電力a[kW]=(SOC目標値[kWh]−SOC計測値[kWh])×3600
=(0.5×100[kWh]−0.499×100[kWh])×3600
=360[kW]
このような場合、ステップS17にて必要発電電力P(10[kW])と充電電力a(360[kW])の和と、発電機上げ代(400[kW])の大小関係を判定し、発電機は必要発電電力Pと充電電力aの和に相当する電力をまかなうことが可能なので、ステップS18にて以下のように計算する。

0045

発電機指令値=必要発電電力P+充電電力a
=10+360=370[kW]
蓄電池指令値=充電電力a=360[kW](蓄電池は充電、SOC制御あり)
上記のように図2のステップS18の場合は、発電機の出力増加量に余裕があるので、発電機の出力指令値を必要発電電力Pと蓄電池の充電電力aの和とすることにより、蓄電池の残存容量を目標値に近づけることができる。

0046

図2のステップS19の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部530が必要電力変換部520から受け取った必要発電電力Pが100[kW]、発電機上げ代が必要発電電力Pを上回る150[kW]、SOC目標値が50[%]、SOC計測値が40[%]、蓄電池の満充電容量が100[kWh]の場合は、発電機の出力には50[kW]の余裕がある。このとき、蓄電池残存容量が目標値より小さいので、残存容量を目標値に近づけるためには蓄電池に充電させる指令を出す必要がある。ステップS16にて蓄電池の残存容量が目標値となるためにどれだけ充電する必要があるか(充電電力a)を以下のように計算する。

0047

充電電力a[kW]=(SOC目標値[kWh]−SOC計測値[kWh])×3600
=(0.5×100[kWh]−0.4×100[kWh])×3600
=36000[kW]
このような場合、ステップS17にて必要発電電力P(100[kW])と充電電力a(36000[kW])の和と、発電機上げ代(150[kW])の大小関係を判定し、発電機は必要発電電力Pと充電電力aの和に相当する電力をまかなうことが不可能なので、ステップS19にて以下のように計算する。

0048

発電機指令値=発電機上げ代=150[kW]
蓄電池指令値=発電機上げ代−必要発電電力P=150−100
=50[kW](蓄電池は充電、SOC制御あり)
上記のように図2のステップS19の場合は、発電機の出力増加量に余裕があるので、発電機の出力指令値を必要発電電力Pと蓄電池の充電電力aの和とすることにより、蓄電池の残存容量を目標値に近づけることができる。

0049

続けて、図2のステップA(図3)を説明する。図2において、電力指令値配分量計算部530は、ステップS11にて必要発電電力Pが負の値の場合(ステップS11、No)は、ステップA(図3)へ進む。図3に示す、ステップS21では、電力指令値配分量計算部530は、必要発電電力P(負の値)と発電機の下げ代(負の値)の大小関係を判定し、必要発電電力Pが発電機の下げ代より小さい場合(ステップS21、No)は、ステップS22に進む。必要発電電力Pが発電機の下げ代より大きい場合(ステップS21、Yes)、ステップS23へ進む。

0050

ステップS22では、電力指令値配分量計算部530は、必要発電電力Pを以下のように配分し、ステップBへ進み、図2の処理に戻り、その後処理を終了する。
発電機指令値=発電機下げ代
蓄電池指令値=発電機下げ代−必要発電電力P
ステップS23では、電力指令値配分量計算部530は、SOC計測値とSOC目標値の大小関係を判定する。

0051

SOC計測値がSOC目標値より小さい場合(ステップS23、No)、ステップS24へ進み、電力指令値配分量計算部530は必要発電電力Pを以下のように配分し、ステップBへ進み、図2の処理に戻り、その後処理を終了する。

0052

発電機指令値=必要発電電力P
蓄電池指令値=0
SOC計測値がSOC目標値より大きい場合(ステップS23、Yes)、ステップS25へ進む。

0053

ステップS25では、電力指令値配分量計算部530は、SOC目標値になるための蓄電池の放電電力bを充電電力aと同様、以下の式にて計算する。
放電電力b[kW]=(SOC目標値[kWh]−SOC計測値[kWh])×3600
本実施形態での放電電力bは、1秒間でSOC目標値へ放電するために必要な電力という意味である。充電電力bが正の値であるのと逆に、充電電力bは負の値となる。

0054

ステップS26では、電力指令値配分量計算部530は、必要発電電力Pと放電電力bの和と、発電機下げ代の大小関係を判定する。
発電機下げ代が必要発電電力Pと放電電力bの和以下の場合(ステップS26、Yes)、必要発電電力Pと放電電力bの和に相当する電力の出力を減少することが発電機下げ代で可能である。そこで電力指令値配分量計算部530は必要発電電力Pを以下のように配分(ステップS27)し、ステップBへ進み、図2の処理に戻り、その後処理を終了する。

0055

発電機指令値=必要発電電力P+放電電力b
蓄電池指令値=放電電力b
発電機下げ代が必要発電電力Pと放電電力bの和より大きければ(ステップS26、No)、必要発電電力Pと放電電力bの和に相当する電力の出力を減少することが発電機下げ代では不可能なので、電力指令値配分量計算部530は必要発電電力Pを以下のように配分(ステップS28)し、ステップBへ進み、図2の処理に戻り、その後処理を終了する。

0056

発電機指令値=発電機下げ代
蓄電池指令値=発電機下げ代−必要発電電力P
ここで、ステップS22、24、27、28の各処理の数値例について説明する。
図3のステップS22の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部530が必要電力変換部520から受け取った必要発電電力Pが−100[kW]、発電機下げ代が必要発電電力Pを下回る−90[kW]の場合は、発電機の出力には余裕がないので、蓄電池のSOC制御は行えない。この場合は、ステップS21のNoを経て、電力指令値配分量計算部530はステップS22を以下のように計算する。

0057

発電機指令値=発電機下げ代=−90[kW]
蓄電池指令値=発電機下げ代−必要発電電力P=−90−(−100)
=10[kW](蓄電池は充電、SOC制御なし)
図3のステップS24の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部530が必要電力変換部520から受け取った必要発電電力Pが−100[kW]、発電機下げ代が必要発電電力Pを上回る−150[kW]、SOC目標値が50[%]、SOC計測値が40[%]の場合は、ステップS21のYes、ステップS23のNoを経て、電力指令値配分量計算部530はステップS24を以下のように計算する。

0058

発電機指令値=必要発電電力P=−100[kW]
蓄電池指令値=0(蓄電池に出力変化なし、SOC制御なし)
図3のステップS27の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部530が必要電力変換部520から受け取った必要発電電力Pが−10[kW]、発電機下げ代が必要発電電力Pを上回る−400[kW]、SOC目標値が50[%]、SOC計測値が50.1[%]、蓄電池の満充電容量が100[kWh]の場合は、発電機の出力には−390[kW]の余裕がある。このとき、蓄電池残存容量が目標値より大きいので、残存容量を目標値に近づけるためには蓄電池に放電の指令を出す必要がある。ステップS25にて蓄電池の残存容量が目標値となるためにどれだけ放電する必要があるか(放電電力b)を以下のように計算する。

0059

放電電力b[kW]=(SOC目標値[kWh]−SOC計測値[kWh])×3600
=(0.5×100[kWh]−0.501×100[kWh])×3600
=−360[kW]
このような場合、ステップS26にて必要発電電力P(−10[kW])と放電電力b(−360[kW])の和と、発電機下げ代(−400[kW])の大小関係を判定し、発電機は必要発電電力Pと放電電力の和に相当する電力の出力を減少することが可能なので、ステップS27にて以下のように計算する。

0060

発電機指令値=必要発電電力P+放電電力b=−10+(−360)=−370[kW]
蓄電池指令値=放電電力b=−360[kW](蓄電池は放電、SOC制御あり)
上記のように図3のステップS27の場合は、発電機の出力減少量に余裕があるので、発電機の出力指令値を必要発電電力Pと蓄電池の放電電力bの和とすることにより、蓄電池の残存容量を目標値に近づけることができる。

0061

図3のステップS28の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部530が必要電力変換部520から受け取った必要発電電力Pが−100[kW]、発電機下げ代が必要発電電力Pを上回る−150[kW]、SOC目標値が50[%]、SOC計測値が60[%]、蓄電池の満充電容量が100[kWh]の場合は、発電機の出力には−50[kW]の余裕がある。このとき、蓄電池残存容量が目標値より大きいので、残存容量を目標値に近づけるためには蓄電池に放電の指令を出す必要がある。ステップS25にて蓄電池の残存容量が目標値となるためにどれだけ放電する必要があるか(放電電力b)を以下のように計算する。

0062

放電電力b[kW]=(SOC目標値[kWh]−SOC計測値[kWh])×3600
=(0.5×100[kWh]−0.6×100[kWh])×3600
=−36000[kW]
このような場合、ステップS26にて必要発電電力P(−100[kW])と放電電力b(−36000[kW])の和と、発電機下げ代(−150[kW])の大小関係を判定し、発電機は必要発電電力Pと放電電力bの和に相当する電力の出力を減少することが不可能なので、ステップS28にて以下のように計算する。

0063

発電機指令値=発電機下げ代=−150[kW]
蓄電池指令値=発電機下げ代−必要発電電力P=−150−(−100)
=−50[kW](蓄電池は放電、SOC制御あり)
上記のように図3のステップS28の場合は、発電機の出力減少量に余裕があるので、発電機の出力指令値を必要発電電力Pと蓄電池の放電電力bの和とすることによって、蓄電池の残存容量を目標値に近づけることができる。

0064

また、LFC対象の発電機が複数台ある場合は、発電機上げ代の算出方法と、発電機指令値を複数の発電機に振り分ける方法を考慮する必要がある。例えば、複数台の発電機上げ代の算出の仕方は、各発電機の上げ代を加算し、発電機群全体の上げ代とすればよい。また、電力指令値配分量計算部530で計算した発電機指令値を複数の発電機へ振り分ける方法としては、予め発電機に優先順位をつけておき、優先順位が上位の発電機から、出力の増減指令を与える方法が考えられる。

0065

LFC対象の蓄電池が複数台ある場合は、SOC計測値の算出方法と、蓄電池指令値をどう複数台の蓄電池に振り分けるかを考慮する必要がある。複数の蓄電池のSOC計測値の算出方法は、各蓄電池のSOC計測値を計測し、その総和をとることで蓄電池群全体のSOC計測値とすることができる。また、電力指令値配分量計算部530で計算した蓄電池指令値を複数の蓄電池へ振り分ける方法としては、予め蓄電池に優先順位をつけておき、優先順位が上位の蓄電池から充放電の指令を与える方法や、各蓄電池の残存容量とSOC目標値の大小関係を考慮し、より残存容量が目標値に近づくように指令を振り分ける方法が考えられる。

0066

次に図4図9では本実施形態の効果を検証したシミュレーションについて説明する。図4図5はシミュレーションの条件を示したものである。図4に示すとおり、負荷周波数制御の定周波数制御方式を対象とし、系統容量は8000[kW]とした。設備台数は発電機3台(LFC対象発電機はそのうちの1台、EDC対象発電機はそのうちの2台)、LFC対象蓄電池1台とする。図4で示すシミュレーション諸条件の詳細な説明は省略する。尚、初期状態における蓄電池の容量は、最大貯蔵容量の70[%]まで充電されているものとしてシミュレーションを実施した。また、負荷変動、風力発電による出力変動として図5のデータを使用し、長周期成分(EDCの調整範囲)についてはEDC対象発電機1およびEDC対象発電機2によって、需給が完全に一致している状態であるとしている。

0067

図6図9に、本実施形態のシミュレーション結果を示す。それぞれ上段(a)に本実施形態の結果を、下段(b)に従来技術(SOC制御を実施しない場合)の結果を示している。図6から明らかなように、(a)で示される本実施形態では系統周波数を60±0.1Hz以内に保てているが、(b)で示される従来技術では1450[s]近傍で系統周波数が60±0.1[Hz]から逸脱している。これは、図9(b)で示されるように従来技術は1450[s]近傍で蓄電池が満充電となり、その結果、図8(b)で示されるように蓄電池の出力が0となり機能を停止しているのが分る。一方で、本実施形態では、図9(a)で示されるように蓄電池のSOC(残存容量)が緩やかに50[%]に近づいているのが分る。また、図8(a)で示されるように蓄電池の出力が0で留まる時間帯もなく、常に機能しているのが分る。尚、図7においては、本実施形態と従来技術とにおける優劣見当たらないが、発電機も連動して動作していることが分る。

0068

上記で説明した、需給制御装置500は以下に示す効果を奏する。
本発明の需給制御装置500によれば、蓄電池の残存容量を目標値に近づける制御を行なうことで、蓄電池残存容量が0[%]または100[%]になる可能性が低くなり、蓄電池の出力が急激に変化することがなくなるため、負荷周波数制御は中断することなく実施される。加えて、地域要求量を考慮した制御であるので、系統周波数の乱れは生じない。

0069

また、蓄電池の残存容量を制御しない場合と比べて、蓄電池の設備容量を小さくできるため、コスト低減設置スペースの低減を図ることができる。
<第2実施形態>
以下、図10図16を参照して、本発明の第2の実施形態における需給制御装置、及びシミュレーション結果について説明する。

0070

図10図1と同様に、需給制御装置とその周辺装置、制御対象である発電機および蓄電池等の関係を概略的に示した図である。第1の実施形態との相違点は、蓄電池700の状態(情報)から充放電量を計測する蓄電池充放電量計測装置800を有している点と、充放電量を用いた制御方法にある。蓄電池充放電量計測装置800は、需給制御装置500aの電力指令値配分量計算部530aに充放電量を伝送する。需給制御装置500aは不図示のメモリ等に予め蓄電池充放電量目標値を設けており、電力指令値配分量計算部530aはこれを用いて電力指令値を計算する。電力指令値配分量計算部530aの具体的な動作手順は後述するが、電力指令値配分量計算部530aが電力指令値配分量計算部530と異なる点は、蓄電池の残存容量が目標値の不感帯幅に入っている場合は発電機に余力があっても、SOC制御を実施せず蓄電池充放電量計測値が蓄電池充放電量目標値に近づくように、発電機および蓄電池へ出力増減指令値を配分する点にある。ここで不感帯とは、制御においてハンチング等を生じさせないようにするための緩衝帯であり、本実施形態での例は後述の図16(b)にて示す。

0071

次に図11および図12を参照して、電力指令値配分量計算部530aの動作手順について説明する。
電力指令値配分量計算部530aは、必要電力変換部520から必要発電電力Pを受け取り処理を開始する。第1の実施形態(電力指令値配分量計算部530)との相違点は、以下の通りである。

0072

・不感帯の処理を設けた点
・SOC計測値が不感帯幅の内側にある場合、充放電量目標値に近づけるような処理
具体的には、図11のステップS34〜ステップS37、図12のステップS43〜ステップS46が該当し、これ以外の処理は第1の実施形態の図2及び図3と同様なので、同一の処理に関しては同じ符号を付し説明を省略する。

0073

図11のステップS34〜ステップS37を説明する。
ステップS34では、電力指令値配分量計算部530aは、SOC計測値とSOC目標値の大小関係を判定する。さらに電力指令値配分量計算部530aは、SOC計測値が不感帯幅の外側であるか否かを判定する。尚、不感帯幅は任意に設定すればよく、例えば目標値±不感帯設定値[kWh]とする。或いは、目標値±不感帯設定値[%]としても構わない。また不感帯にはヒステリシスを設けても構わない。要は、ヒステリシスは一種の感度設計であり具体例は後述の図16(b)で示すが、不感帯幅の外側から内側にSOC計測値が戻る際の不感帯幅を定めるものである。例えば通常の不感帯幅を“目標値±不感帯設定値[kWh] ”とした場合、ヒステリシスは“目標値±不感帯設定値/2[kWh] ”のように設定する。或いは、“目標値±不感帯設定値/2[%] ”のように設定しても構わない。いずれにせよ、不感帯幅を狭める方向での設定となる。

0074

SOC目標値は運用者が設定する場合や発電機起動停止計画(UC)や経済負荷配分制御(EDC)の計画値を用いてもよい。
SOC計測値がSOC目標値以下、且つSOC計測値が不感帯幅の外側である場合(ステップS34、Yes)、電力指令値配分量計算部530aはステップS16へ進み、SOC制御を実施する。また、それ以外の場合(ステップS34、No)、SOC制御を行わずステップS35へ進む。

0075

ステップS35では、電力指令値配分量計算部530aは、蓄電池の充放電量目標値と蓄電池の充放電量実績値の大小関係を判定する。蓄電池の充放電量目標値が蓄電池の充放電量実績値より小さければ(ステップS35、Yes)、電力指令値配分量計算部530aはステップS36へ進み、蓄電池の充放電量目標値に近づけるために、蓄電池に放電方向となる出力増減指令値を与える。そこで、電力指令値配分量計算部530aは必要発電電力Pを以下のように配分し、処理を終了する。

0076

発電機指令値=発電機下げ代
蓄電池指令値=発電機下げ代−必要発電電力P
電力指令値配分量計算部530aは、蓄電池の充放電量目標値が蓄電池の充放電量実績値より小さくなければ(ステップS35、No)、ステップS37へ進む。つまり、蓄電池の充放電量目標値に近づけるためには、蓄電池は充電方向に出力増減指令値を与える必要がある。そこで、電力指令値配分量計算部530は必要発電電力Pを以下のように配分し、処理を終了する。

0077

発電機指令値=発電機上げ代
蓄電池指令値=発電機上げ代−必要発電電力P
ここで、図11のステップS36における電力指令値配分量計算部530aの処理について具体的な数値をあげて説明する。電力指令値配分量計算部530aが必要電力変換部520から受け取った必要発電電力Pが10[kW]、発電機上げ代が必要発電電力Pを上回る400[kW]、発電機下げ代が−400[kW]、SOC目標値が50[%]、SOC計測値が49.9[%]、不感帯幅は目標値±0.5[%]、蓄電池の満充電容量が100[kWh]、蓄電池の充放電量目標値が20[kW](充電)、蓄電池の充放電量実績値が50[kW](充電)の場合は、発電機の出力には390[kW]の余裕があるため、ステップS12のYes、を経て、ステップS34にてSOC制御の実施可否を判定する。SOC計測値は目標値−0.1[%]であるため、不感帯幅の内側である。そのため、ステップ34はNoとなり、電力指令値配分量計算部530aは、SOC制御が実施されないステップS35へと進む。このとき、蓄電池の充放電量実績値が蓄電池の充放電量目標値に近づくように発電機指令値と蓄電池指令値を算出する。

0078

次に、電力指令値配分量計算部530aは、ステップS35にて蓄電池の充放電量目標値(20[kW])と蓄電池の充放電量実績値(50[kW])の大小関係を判定する。この条件では蓄電池の充放電量目標値に近づけるためには、蓄電池に放電方向に出力増減指令を出す必要がある。そこで電力指令値配分量計算部530aは、ステップS36にて以下のように計算する。

0079

発電機指令値=発電機下げ代=−400[kW]
蓄電池指令値=発電機下げ代−必要発電電力P=−400−10
=−410[kW](蓄電池は放電、SOC制御なし)
上記のように図11のステップS36の場合、SOC計測値が不感帯幅の内側であるため、電力指令値配分量計算部530aはSOC制御は実施しない。しかし、上記のように指令値を与えることにより蓄電池の充放電量実績値を蓄電池の充放電量目標値に近づけることができる。

0080

続いて図11のステップS37の場合における電力指令値配分量計算部530aの処理について、具体的に数値をあげて説明する。電力指令値配分量計算部530aが必要電力変換部520から受け取った必要発電電力Pが10[kW]、発電機上げ代が必要発電電力を上回る400[kW]、発電機下げ代が−400[kW]、SOC目標値が50[%]、SOC計測値が49.9[%]、不感帯幅は目標値±0.5[%]、蓄電池の満充電容量が100[kWh]、蓄電池の充放電量目標値が50[kW](充電)、蓄電池の充放電量実績値が20[kW](充電)の場合は、発電機の出力には390[kW]の余裕があるため、ステップS12のYes、を経て、ステップS34にてSOC制御の実施可否を判定する。まず、SOC計測値は目標値−0.1[%]であるため、不感帯幅の内側である。そのため、ステップ34はNoとなり、電力指令値配分量計算部530aはSOC制御を実施しないステップS35へと進む。このとき電力指令値配分量計算部530aは、蓄電池の充放電量実績値が蓄電池の充放電量目標値に近づくように発電機指令値と蓄電池指令値を算出する。

0081

次に電力指令値配分量計算部530aは、ステップS35にて蓄電池の充放電量目標値(50[kW])と蓄電池の充放電量実績値(20[kW])の大小関係を判定する。この条件では蓄電池の充放電量目標値に近づけるためには、蓄電池に充電方向に出力増減指令を出す必要がある。そこで電力指令値配分量計算部530aは、ステップS37にて以下のように計算する。

0082

発電機指令値=発電機上げ代=400[kW]
蓄電池指令値=発電機下げ代−必要発電電力P=400−10
=390[kW](蓄電池は放電、SOC制御なし)
上記のように図11のステップS37の場合は、SOC計測値が不感帯幅の内側である。このため電力指令値配分量計算部530aは、SOC制御を実施しない。しかし、上記のように指令値を与えることにより蓄電池の充放電量実績値を蓄電池の充放電量目標値に近づけることができる。

0083

続けて図12のステップS43〜ステップS46を説明する。
ステップS43で電力指令値配分量計算部530aは、電力指令値配分量計算部530aは、SOC計測値とSOC目標値の大小関係を判定する。さらに、電力指令値配分量計算部530aは、SOC計測値が目標値±不感帯設定値[kWh]外であるか否かを判定する。SOC計測値がSOC目標値より大きくかつSOC計測値が目標値±不感帯設定値[kWh]外である場合(ステップS43、Yes)、電力指令値配分量計算部530aはステップS25へ進み、SOC制御を実施する。また、それ以外の場合(ステップS43、No)、SOC制御を行わず、電力指令値配分量計算部530aはステップS44を経て、蓄電池の充放電量目標値に近づけるように、発電機および蓄電池へ電力指令値を配分する。

0084

ステップS44で電力指令値配分量計算部530aは、蓄電池の充放電量目標値と蓄電池の充放電量実績値の大小関係を判定する。蓄電池の充放電量目標値が蓄電池の充放電量実績値より小さいと電力指令値配分量計算部530aが判定したとき(ステップS44、Yes)、電力指令値配分量計算部530aは蓄電池の充放電量目標値に近づけるため、蓄電池に対して放電方向に出力増減指令値を与える必要がある。そこで、電力指令値配分量計算部530aは、必要発電電力Pを以下のように配分(ステップS45)し、ステップBへ進み、図11の処理に戻り、その後処理を終了する。

0085

発電機指令値=発電機下げ代
蓄電池指令値=発電機下げ代−必要発電電力P
蓄電池の充放電量目標値が蓄電池の充放電量実績値より小さくなければ(ステップS44、No)、電力指令値配分量計算部530aは、蓄電池の充放電量目標値に近づけるため蓄電池に対して充電方向に出力増減指令値を与える必要がある。そこで、電力指令値配分量計算部530aは必要発電電力Pを以下のように配分(ステップS46)し、ステップBへ進み、図11の処理に戻り、その後処理を終了する。

0086

発電機指令値=発電機上げ代
蓄電池指令値=発電機上げ代−必要発電電力P
ここで、図12のステップS45における電力指令値配分量計算部530aの処理について、具体的に数値をあげて説明する。電力指令値配分量計算部530aが必要電力変換部520から受け取った必要発電電力Pが−10[kW]、発電機下げ代が必要発電電力Pを上回る−400[kW]、発電機上げ代が400[kW]、SOC目標値が50[%]、SOC計測値が50.1[%]、不感帯幅は目標値±0.5[%]、蓄電池の満充電容量が100[kWh]、蓄電池の充放電量目標値が20[kW](充電)、蓄電池の充放電量実績値が50[kW](充電)の場合は、発電機の出力には−390[kW]の余裕がある。このため電力指令値配分量計算部530aは、ステップS21のYes、を経て、ステップS43にてSOC制御の実施可否を判定する。

0087

まず、SOC計測値は目標値+0.1[%]であるため、不感帯幅の内側である。そのため電力指令値配分量計算部530aは、ステップ43はNoとなり、SOC制御が実施されないステップS44へと進む。このとき電力指令値配分量計算部530aは、蓄電池の充放電量実績値が蓄電池の充放電量目標値に近づくように発電機指令値と蓄電池指令値を算出する。

0088

次に、電力指令値配分量計算部530aは、ステップS44にて蓄電池の充放電量目標値(20[kW])と蓄電池の充放電量実績値(50[kW])の大小関係を判定する。この条件では蓄電池の充放電量目標値に近づけるため蓄電池に対して放電方向に出力増減指令を出す必要がある。電力指令値配分量計算部530aは、ステップS45にて以下のように計算する。

0089

発電機指令値=発電機下げ代=−400[kW]
蓄電池指令値=発電機下げ代−必要発電電力P=−400+10
=−390[kW](蓄電池は放電、SOC制御なし)
上記のように図12のステップS45の場合は、SOC計測値が不感帯幅の内側である。このため電力指令値配分量計算部530aは、SOC制御は実施しない。しかしながら、上記のように指令値を与えることにより蓄電池の充放電量実績値を蓄電池の充放電量目標値に近づけることができる。

0090

続いて図12のステップS46における電力指令値配分量計算部530aの処理について、具体的似数値をあげて説明する。電力指令値配分量計算部530aが必要電力変換部520から受け取った必要発電電力Pが−10[kW]、発電機下げ代が必要発電電力Pを上回る−400[kW]、発電機上げ代が400[kW]、SOC目標値が50[%]、SOC計測値が50.1[%]、不感帯幅は目標値±0.5[%]、蓄電池の満充電容量が100[kWh]、蓄電池の充放電量目標値が50[kW](充電)、蓄電池の充放電量実績値が20[kW](充電)の場合は、発電機の出力には−390[kW]の余裕がある。このため電力指令値配分量計算部530aは、ステップS21のYes、を経て、ステップS43にてSOC制御の実施可否を判定する。

0091

まず、SOC計測値は目標値+0.1[%]であるため、不感帯幅の内側である。そのため、ステップ43はNoとなり、電力指令値配分量計算部530aは、SOC制御が実施されないステップS44へと進む。このとき、電力指令値配分量計算部530aは、蓄電池の充放電量実績値が蓄電池の充放電量目標値に近づくように発電機指令値と蓄電池指令値を算出する。

0092

次に電力指令値配分量計算部530aは、ステップS44にて蓄電池の充放電量目標値(50[kW])と蓄電池の充放電量実績値(20[kW])の大小関係を判定する。この条件では蓄電池の充放電量目標値に近づけるため蓄電池に対して充電方向に出力増減指令を出す必要がある。このため、電力指令値配分量計算部530aは、ステップS46にて以下のように計算する。

0093

発電機指令値=発電機上げ代=400[kW]
蓄電池指令値=発電機上げ代−必要発電電力P=400+10
=410[kW](蓄電池は放電、SOC制御なし)
上記のように図12のステップS46の場合は、SOC計測値が不感帯幅の内側である。このため電力指令値配分量計算部530aは、SOC制御は実施しない。しかしながら、上記のように指令値を与えることにより蓄電池の充放電量実績値を蓄電池の充放電量目標値に近づけることができる。

0094

また、LFC対象の発電機やLFC対象の蓄電池が複数台ある場合の動作も第1の実施形態と同様に考えることができる。
次に図13図16では本実施形態の効果を検証したシミュレーションについて説明する。図13図14はシミュレーションの条件を示したものである。図13に示すとおり、負荷周波数制御の定周波数制御方式を対象とし、系統容量は500[kW]とした。設備台数は発電機3台(LFC対象発電機はそのうちの2台、EDC対象発電機はそのうちの1台)、LFC対象蓄電池1台とする。図13で示すシミュレーション諸条件の詳細な説明は省略する。

0095

尚、初期状態における蓄電池の容量は、最大貯蔵容量の60[%]まで充電されているものとしてシミュレーションを実施した。また、負荷変動、太陽光発電による出力変動として図14のデータを使用した。尚、本実施形態では第1の実施形態における検証と異なり、長周期成分(EDCの調整範囲)についても考慮した検証となっている。

0096

図15図16に、本実施形態のシミュレーション結果を示す。本実施形態では蓄電池のSOCの目標値を60[%]とし,不感帯幅は一段目が±2[%]、二段目が±1[%]とヒステリシスをつけた設定としている。また、蓄電池の充放電量目標値は0[kW]と設定した。図15(a)から明らかなように、本実施形態では系統周波数を60±0.1[Hz]以内にほぼ保てている。図15(b)は、各発電機の出力の様態を示している。本発明の特徴に直接的には関係しないが、発電コストを考慮した出力となっている。図16(a)、(b)から、蓄電池のSOC(残存容量)が不感帯の内側となっている時間帯は蓄電池の充放電量を目標値の0[kW]付近に制御していることが確認できる。

0097

上記で説明した、需給制御装置500aは以下に示す効果を奏する。
本発明の需給制御装置500aによれば、第1の実施形態と同様に、蓄電池の残存容量を目標値に近づける制御を行なうことで、蓄電池残存容量が0[%]または100[%]になる可能性が低くなり、蓄電池の出力が急激に変化することがなくなるため、負荷周波数制御は中断することなく実施される。さらに、SOCが不感帯の内側となっている場合に、蓄電池の充放電量を目標値に近づくように発電機および蓄電池に出力増減指令を与えるため、単に地域要求量を満たした制御では無く、UCやEDCなどの長周期成分の制御と協調した制御を実施することが可能となる。

0098

100周波数計測装置
200連系点潮流計測装置
300発電量計測装置
400蓄電池残存容量計測装置
500、500a需給制御装置
510地域要求量算出部
520 必要電力変換部
530、530a電力指令値配分量計算部
600発電機
700蓄電池
800 蓄電池充放電量計測装置

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