JP7686546B2 - Wide-area supply and demand adjustment device, wide-area supply and demand adjustment system, computer program for wide-area supply and demand adjustment device, and wide-area supply and demand adjustment method - Google Patents
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Description
本実施形態は、電力系統の需給制御を行う広域需給調整装置、広域需給調整システム、広域需給調整装置用コンピュータプログラムおよび広域需給調整方法に関する。 This embodiment relates to a wide-area supply and demand adjustment device that controls supply and demand in a power grid, a wide-area supply and demand adjustment system, a computer program for the wide-area supply and demand adjustment device, and a wide-area supply and demand adjustment method.
電力を安定供給するためには電力系統の需給制御を行うことが必要とされる。この種の電力系統の需給制御システムとしては、負荷周波数制御（ＬＦＣ）および経済負荷配分制御（ＥＤＣ）を用いて需給制御を行う電力需給調整システムが知られている。 To ensure a stable supply of electricity, it is necessary to control supply and demand in the power system. A known example of this type of power system supply and demand control system is an electric power supply and demand adjustment system that uses load frequency control (LFC) and economic load dispatch control (EDC) to control supply and demand.
昨今の電力自由化により、新規電力事業者が電力事業に参入し、従来に比べ複雑な電力供給および電力消費がなされるようになった。このため、電力需要量と供給量の調整（以降「電力需給調整」と総称する）は、効率よく行うことが必要とされる。効率よく電力需給調整を行うために、広域のエリアにわたり電力需給調整を行うことが必要とされる。また、電力需給調整にかかる調整力が、一定のエリアに偏在化することを避けることが好ましい。 Due to the recent liberalization of the electricity market, new electricity suppliers have entered the electricity business, and electricity supply and consumption have become more complicated than before. For this reason, it is necessary to efficiently adjust the amount of electricity demand and supply (hereinafter referred to as "electricity supply and demand adjustment"). In order to efficiently adjust electricity supply and demand, it is necessary to adjust electricity supply and demand over a wide area. It is also preferable to avoid the adjustment power for electricity supply and demand adjustment being concentrated in a certain area.
一般送配電事業者の法的分離に伴い、２０２１年４月から、一般送配電事業者が調整力を調達するための需給調整市場の運用が開始された。需給調整市場は、市場運営の中立性と価格の透明性が確保されること、市場メカニズムを活用した効率的な需給調整が実現されること、必要な調整力が安定的に調達されること、が必要とされる。これらを実現するために、需給調整市場価格の公開、メリットオーダーでの発電、従来の一般電気事業者以外の電源やデマンドレスポンスの活用、調整の柔軟性が高い電源（周波数調整用の電源）の評価を行う方法等の検討が推進されている。需給調整市場が円滑に導入されるためにも、調整力の調達と運用における公平性と透明性が確保される必要がある。 Following the legal unbundling of general electricity transmission and distribution businesses, a supply and demand adjustment market for general electricity transmission and distribution businesses to procure adjustment capacity began operation in April 2021. The supply and demand adjustment market is required to ensure the neutrality of market operations and price transparency, to realize efficient supply and demand adjustment using market mechanisms, and to stably procure the necessary adjustment capacity. To achieve these, consideration is being given to methods such as disclosing supply and demand adjustment market prices, generating electricity on a merit order basis, utilizing power sources and demand response other than traditional general electricity businesses, and evaluating power sources with high adjustment flexibility (power sources for frequency adjustment). In order for the supply and demand adjustment market to be introduced smoothly, fairness and transparency must be ensured in the procurement and operation of adjustment capacity.
昨今の電力システム改革に伴い、現状の電力会社における発電、送配電、小売事業は、法的に分離され、送配電と発電、小売事業に分けられる。既存の電力会社は、需給、周波数調整を行う場合、自社内にて必要となる需給調整力を確保していた。しかしながら、昨今の発電事業と送配電事業の分離により、電力事業者は、需給調整市場により需給調整力を確保する場合もある。 Due to the recent electricity system reform, the current power generation, transmission and distribution, and retail businesses of electric power companies will be legally separated and divided into transmission and distribution and power generation and retail businesses. Existing electric power companies secured the necessary supply and demand adjustment capacity in-house when adjusting supply and demand and frequency. However, with the recent separation of power generation and transmission and distribution businesses, electric power companies may also secure supply and demand adjustment capacity through the supply and demand adjustment market.
電力事業者は、市場参加者として、また系統運用者として中立の立場にて、メリットオーダーによる需給、周波数調整を行う。電力事業者は、需給調整市場における商品を購入または販売して、需給、周波数調整を行う。 As market participants and grid operators, power companies adjust supply and demand and frequency based on merit order in a neutral position. Power companies adjust supply and demand and frequency by purchasing or selling products in the supply and demand adjustment market.
需給調整市場における商品メニューとして、調整速度の異なる制御に対応した複数の商品が準備されている。一例として、需給調整市場における商品メニューは、制御区分ごと「一次調整力」「二次調整力」「三次調整力」（上げ、下げ別）に対応した１０区分として計画されている。 The product menu for the supply and demand adjustment market will include multiple products that correspond to control with different adjustment speeds. As an example, the product menu for the supply and demand adjustment market is planned to be divided into 10 categories corresponding to each control category: "primary adjustment power," "secondary adjustment power," and "tertiary adjustment power" (both increasing and decreasing).
従来、各エリアの電力系統において、エリアごとの電力需給制御装置により、自エリアの地域要求電力（ＡＲ）に基づき、需給調整力の制御および運用が行われていた。今後、需給調整市場により電力の広域調達、広域運用が開始される。今後、各エリアの電力系統における地域要求電力（ＡＲ）がネッティングされ、ネッティング後の地域要求電力（ＡＲ）が制御量として各エリアの電力系統に指示される。しかしながら複数のエリアに対し制御量にかかる指令が行われるため、一定のエリアに調整力が偏在化し、制御性能が確保されにくいとの問題点があった。 Conventionally, in each area's power system, supply and demand adjustment capacity was controlled and operated based on the area's local power requirement (AR) by the area's power supply and demand control device. In the future, wide-area procurement and operation of electricity will begin through the supply and demand adjustment market. In the future, the local power requirement (AR) in each area's power system will be netted, and the local power requirement (AR) after netting will be instructed to each area's power system as the control amount. However, because commands regarding the control amount are issued to multiple areas, adjustment capacity will be unevenly concentrated in certain areas, making it difficult to ensure control performance.
２０２０年８月に電力広域的運営推進機関（ＯＣＣＴＯ）により、二次調整力に関する広域運用の検討方法が公開されたが、広域ＬＦＣとの連携方法による伝送時間や、演算時間を考慮した調整力の決定方法は考えられていない。このため、広域負荷周波数制御（ＬＦＣ）機能による個別メリットオーダーリストに伴う制御量分担により、エリア間で調整力の余力が偏在化する可能性があり、制御性の悪化に繋がるとの問題点があった。また、メリットオーダーに伴う制御量の分担を行うことで調整コストに応じた配分となるため、経済性と制御性のトレードオフの関係となり、制御性の悪化に繋がるとの問題点があった。 In August 2020, the Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators (OCCTO) published a method for examining the wide-area operation of secondary control reserve, but no consideration was given to a method for determining control reserve that takes into account transmission time through coordination with wide-area LFC or calculation time. This has led to the problem that the sharing of control volume due to individual merit order lists using the wide-area load frequency control (LFC) function could lead to uneven distribution of spare control reserve between areas, which could lead to a deterioration in controllability. In addition, sharing of control volume due to merit order results in allocation according to adjustment costs, which creates a trade-off between economy and controllability, which could lead to a deterioration in controllability.
本実施形態は、一定のエリアに調整力が偏在化することを抑制し、広域のエリアにわたり効率よく電力需給調整を行うことができる広域需給調整装置、広域需給調整システム、広域需給調整装置用コンピュータプログラムおよび広域需給調整方法を提供することを目的とする。 The present embodiment aims to provide a wide-area supply and demand adjustment device, a wide-area supply and demand adjustment system, a computer program for the wide-area supply and demand adjustment device, and a wide-area supply and demand adjustment method that can suppress uneven concentration of adjustment power in a certain area and efficiently adjust power supply and demand over a wide area.
本実施形態の広域需給調整装置は、以下の構成を有することを特徴とする。
（１）制御対象となる複数のエリアのそれぞれに要求された電力（ＡＲ値）に基づき、複数の前記エリア全体の調整量の総量を算出するネッティング部。
（２）前記ネッティング部により算出された複数の前記エリア全体の調整量の総量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する制御分担量算出部。
（３）前記制御分担量算出部により算出された複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方に基づき、複数の前記エリアのそれぞれに対する指令値を作成する各電源指令作成部。
The wide-area supply and demand adjustment device of this embodiment is characterized by having the following configuration.
(1) A netting unit that calculates the total amount of adjustment for all of a plurality of areas to be controlled based on the power (AR value) required for each of the plurality of areas.
(2) A control share calculation unit that distributes the total amount of adjustment for the entire plurality of areas calculated by the netting unit to each of the plurality of areas, and calculates at least one of the control share of each of the plurality of areas and the control share of each generator in the plurality of areas.
(3) Each power supply command creation unit creates a command value for each of the multiple areas based on at least one of the control burden amount for each of the multiple areas calculated by the control burden amount calculation unit and the control burden amount for each generator in the multiple areas.
［第１実施形態］
［１－１．構成］
図１、図２を参照して本実施形態の一例として、広域需給調整システムについて説明する。なお、本実施形態において、同一構成の装置や部材が複数ある場合にはそれらについて同一の番号を付して説明を行い、また、同一構成の個々の装置や部材についてそれぞれを説明する場合に、共通する番号にアルファベットの添え字を付けることで区別する。
[First embodiment]
[1-1. Configuration]
As an example of this embodiment, a wide-area supply and demand adjustment system will be described with reference to Figures 1 and 2. In this embodiment, when there are multiple devices or components with the same configuration, they will be described with the same number, and when describing each individual device or component with the same configuration, they will be distinguished by adding an alphabetical suffix to the common number.
（１）システムの全体構成
図１に、本実施形態にかかる広域需給調整システム１を示す。広域需給調整システム１は、電力需給制御装置２、広域需給調整装置５を有する。一般に、広域需給調整装置５に相当するものを広域需給調整システムと呼ぶが、本実施形態では、広域需給調整装置５および電力需給制御装置２を含むものを広域需給調整システム１と呼ぶ。１台の電力需給制御装置２により需給調整の制御が行われる制御対象となる領域を、１つのエリアと呼ぶ。また、２つ以上のエリアを広域と呼ぶ。図２に示すように広域需給調整装置５は、複数のエリアの電力需給制御装置２に接続される。電力系統９は、複数の発電機９１、自然エネルギー発電設備９２、検出装置９３を備える。電力需給制御装置２は、複数の発電機９１、自然エネルギー発電設備９２、検出装置９３に接続される。電力系統９ａは、連系線を介し他の電力系統９ｂに接続される。また、各発電機９１は、検出用の信号線９７および制御用の信号線９８により電力需給制御装置２に接続される。
(1) Overall configuration of the system FIG. 1 shows a wide-area supply and
本実施形態にかかる広域需給調整システム１において、以下のデータが、入力、出力、送受信または記憶される。また、以降、「地域要求電力」を「ＡＲ」、「負荷周波数制御」を「ＬＦＣ（LFC:Load Frequency Control）」、「経済負荷配分制御」を「ＥＤＣ（ELD;Economic load Dispatch Control）」と呼ぶ場合がある。「需要実績値」とは、実際に供給した電力ではなく、実際に発電された電力の値（発電端電力値）をいう。
データａ１（発電機発電電力値）
データｂ１（自然エネルギー発電電力値）
データｃ１（周波数変化量ΔＦ）
データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）
データｃ３（融通電力Ｐ０）
データｄ１（発電目標値）
データｆ１（ＡＲ値）
データｆ２（平滑後ＡＲ値）
データｆ３（ＡＲ配分値）
データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）
データｇ２（個別メリットオーダーリスト）
データｇ３（既ＬＦＣ動作量）
データｈ１（ネッティング後ＡＲ値）
データｈ２（制御分担量）
データｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）
In the wide-area supply and
Data a1 (generator generated power value)
Data b1 (renewable energy generation power value)
Data c1 (frequency change amount ΔF)
Data c2 (change in tidal flow power ΔPT)
Data c3 (interchangeable power P0)
Data d1 (power generation target value)
Data f1 (AR value)
Data f2 (smoothed AR value)
Data f3 (AR allocation value)
Data g1 (real-time EDC value)
Data g2 (individual merit order list)
Data g3 (already LFC operation amount)
Data h1 (AR value after netting)
Data h2 (control share)
Data h3 (LFC control output command)
（２）発電機９１
発電機９１は、電力系統９ａに供給する電力を発電する電力供給設備である。一例として、本実施形態の広域需給調整システム１は、発電機９１ａ～９１ｎを有する。例えば、発電機９１ａは、出力変化速度の速い、水力機等の高速機により構成される。例えば、発電機９１ｂは、出力変化速度のやや遅い、石油火力機等の中速機により構成される。例えば、発電機９１ｎは、出力変化速度の極めて遅い、石炭火力機等の低速機により構成される。発電機９１は任意の発電速度を有する発電機により構成されるものであってよい。
(2) Generator 91
The generator 91 is a power supply facility that generates power to be supplied to the
発電機９１は、電力需給制御装置２に接続される。発電機９１は、検出用の信号線９７を介し電力需給制御装置２に対して、データａ１（発電機発電電力値）を送信する。また、発電機９１は、制御用の信号線９８を介し電力需給制御装置２からデータｄ１（発電目標値）を受信し、データｄ１（発電目標値）に基づき発電電力の制御を行う。なお、発電機９１ａ～９１ｎは、任意の台数であってよい。
The generator 91 is connected to the power supply and
（３）自然エネルギー発電設備９２
自然エネルギー発電設備９２は、太陽光、風力等の自然エネルギーにより電力を発電し、発電した電力を電力系統９ａに供給する電力供給設備である。一例として、本実施形態の広域需給調整システム１は、自然エネルギー発電設備９２ａ～９２ｎを有する。自然エネルギー発電設備９２は、電力需給制御装置２にデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）を送信する。なお、自然エネルギー発電設備９２ａ～９２ｎは、任意の台数であってよい。
(3) 92 natural energy power generation facilities
The natural energy power generation facility 92 is a power supply facility that generates power using natural energy such as solar power and wind power, and supplies the generated power to the
（４）検出装置９３
検出装置９３は、電力系統９ａの電気量を検出する測定装置である。検出装置９３は、電力系統９ａに配置される。検出装置９３は、連系線における電力系統９ａに関するデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）の各項目を検出し電力需給制御装置２に送信する。
(4)
The
（５）電力需給制御装置２
電力需給制御装置２は、コンピュータ等により構成される。電力需給制御装置２は、電力の監視制御を行う制御室等に配置される。電力需給制御装置２は、発電機９１から送信されるデータａ１（発電機発電電力値）、自然エネルギー発電設備９２から送信されるデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）、検出装置９３から送信される連系線における電力系統９ａに関するデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）が、入力される。電力需給制御装置２は、発電機９１に対し、データｄ１（発電目標値）を送信する。
(5) Electricity supply and
The power supply and
電力需給制御装置２は、入力部２１、出力部２２、目標値作成部２３、ＡＲ算出部２４、ＡＲ平滑部２５、ＡＲ配分部２６、リアルタイムＥＤＣ算出部２７、ＡＲ送信部３１、情報送信部３２、ＬＦＣ制御出力指令受信部３３、切替部３４を有する。
The power supply and
電力需給制御装置２の入力部２１、出力部２２、ＡＲ送信部３１、情報送信部３２、ＬＦＣ制御出力指令受信部３３は、ハードウェアにより構成される。目標値作成部２３、ＡＲ算出部２４、ＡＲ平滑部２５、ＡＲ配分部２６、リアルタイムＥＤＣ算出部２７、切替部３４は、機能ブロックとしてソフトウェアモジュールにより構成される。
The input unit 21,
入力部２１は、受信回路により構成される。入力部２１は、入力側が信号線９７を介し発電機９１に、出力側が目標値作成部２３に接続される。入力部２１は、発電機９１から送信されたデータａ１（発電機発電電力値）を受信する。入力部２１は、データａ１（発電機発電電力値）を目標値作成部２３に送信する。 The input unit 21 is composed of a receiving circuit. The input side of the input unit 21 is connected to the generator 91 via a signal line 97, and the output side is connected to the target value creation unit 23. The input unit 21 receives data a1 (generator generation power value) transmitted from the generator 91. The input unit 21 transmits data a1 (generator generation power value) to the target value creation unit 23.
出力部２２は、送信回路により構成される。出力部２２は、入力側が目標値作成部２３に、出力側が信号線９８を介し発電機９１に接続される。出力部２２は、目標値作成部２３から入力されたデータｄ１（発電目標値）を、発電機９１に送信する。
The
目標値作成部２３は、入力側が入力部２１、切替部３４およびリアルタイムＥＤＣ算出部２７に接続され、出力側が出力部２２に接続される。目標値作成部２３は、入力部２１から発電機９１のデータａ１（発電機発電電力値）を、切替部３４からデータｆ３（ＡＲ配分値）またはデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）の一方を受信する。目標値作成部２３は、リアルタイムＥＤＣ算出部２７からデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）を受信する。
The input side of the target value creation unit 23 is connected to the input unit 21, the switching
目標値作成部２３は、データａ１（発電機発電電力値）、データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）、切替部３４により選択されたデータｆ３（ＡＲ配分値）またはデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）の一方に基づき、データｄ１（発電目標値）を作成し出力部２２に送信する。
The target value creation unit 23 creates data d1 (power generation target value) based on data a1 (generator power generation value), data g1 (real-time EDC value), and one of data f3 (AR allocation value) or data h3 (LFC control output command) selected by the switching
ＡＲ算出部２４は、入力側が自然エネルギー発電設備９２および検出装置９３に接続され、出力側がＡＲ平滑部２５、ＡＲ送信部３１に接続される。ＡＲ算出部２４は、自然エネルギー発電設備９２からデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）を、検出装置９３からデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）を受信する。
The input side of the
ＡＲ算出部２４は、データｂ１（自然エネルギー発電電力値）、データｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）に基づき、ＡＲ値を算出し、ＡＲ平滑部２５およびＡＲ送信部３１にデータｆ１（ＡＲ値）を送信する。
The
ＡＲ平滑部２５は、入力側がＡＲ算出部２４に、出力側がＡＲ配分部２６に接続される。ＡＲ平滑部２５は、ＡＲ算出部２４からデータｆ１（ＡＲ値）をを受信する。ＡＲ平滑部２５は、データｆ１（ＡＲ値）に基づき、周波数分解を行いＡＲ配分部２６にデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を送信する。
The input side of the
ＡＲ配分部２６は、入力側がＡＲ平滑部２５に接続され、出力側が切替部３４に接続される。ＡＲ配分部２６は、ＡＲ平滑部２５からデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を受信する。ＡＲ配分部２６は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づき、発電機９１ごとの発電配分を算出し、切替部３４にデータｆ３（ＡＲ配分値）を送信する。データｆ３（ＡＲ配分値）は、各発電機９１へ配分された調整量であって、発電機９１のメリットオーダーに基づいて算出される。
The input side of the
また、ＡＲ配分部２６は、データｆ３（ＡＲ配分値）を発電機９１の運転能力に応じて配分する。運転能力は、例えば発電機９１の発動までの応動時間である。ＡＲ配分部２６は、各目標値作成部２３に対するデータｆ３（ＡＲ配分値）を切替部３４に送信する。
The
ＡＲ送信部３１は、送信回路により構成される。ＡＲ送信部３１は、ＡＲ算出部２４により算出されたデータｆ１（ＡＲ値）を広域需給調整装置５に送信する。
The
情報送信部３２は、送信回路および記憶装置により構成される。情報送信部３２は、あらかじめ設定され記憶しているデータｇ２（個別メリットオーダーリスト）、データｇ３（既ＬＦＣ動作量）にかかる情報を広域需給調整装置５に送信する。
The information transmission unit 32 is composed of a transmission circuit and a storage device. The information transmission unit 32 transmits information related to data g2 (individual merit order list) and data g3 (existing LFC operation volume) that are set and stored in advance to the wide-area supply and
ＬＦＣ制御出力指令受信部３３は、受信回路により構成される。ＬＦＣ制御出力指令受信部３３は、広域需給調整装置５から後述するデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）を受信し、切替部３４に送信する。
The LFC control output
切替部３４は、ＡＲ配分部２６から送信されたデータｆ３（ＡＲ配分値）、またはＬＦＣ制御出力指令受信部３３から送信されたデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）のいずれか一方を選択し、目標値作成部２３ａ～２３ｎの各々に送信する。
The switching
リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、入力側がＡＲ平滑部２５に接続され、出力側が各目標値作成部２３に接続される。リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、ＡＲ平滑部２５からデータｆ２（平滑後ＡＲ値）を受信する。なお、ＡＲ平滑部２５は広域需給調整装置５内に有ってもよいこととする。
The input side of the real-time
リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、データｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づいて経済負荷配分を行い、発電機９１のメリットオーダーによって、経済負荷配分の計算結果としてデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）を発電機９１ごとに算出する。
The real-time
データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）とは、広域需給調整システム１全体として経済的になるよう発電機９１ごとにスケジュール配分された発電電力値である。
Data g1 (real-time EDC value) is the generated power value scheduled and allocated to each generator 91 so as to be economical for the wide-area supply and
また、リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、発電機９１のメリットオーダーによって自エリアにおけるＥＤＣ対象のエリアインバランス量を配分する。リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、ＥＤＣ周期に合わせてエリアインバランス量を配分する。
The real-time
エリアインバランス量とは、あるエリアの未来の時間帯において、手当されている電力量と、要求された電力量との差分である。要求された電力量が、手当されている電力量よりも大（つまりＡＲ値が正）であれば、エリアインバランス量の不足＝調達すべき電力量の不足を意味する。反対に、要求された電力量が手当されている電力量よりも小（つまりＡＲ値が負）であれば、エリアインバランス量の過多＝調達すべき電力量の過多を意味する。 The area imbalance amount is the difference between the amount of electricity provided and the amount of electricity requested in a future time period for a certain area. If the amount of electricity requested is greater than the amount of electricity provided (i.e. the AR value is positive), then it means that there is a shortage of the area imbalance amount = a shortage of the amount of electricity to be procured. Conversely, if the amount of electricity requested is less than the amount of electricity provided (i.e. the AR value is negative), then it means that there is an excess of the area imbalance amount = an excess of the amount of electricity to be procured.
リアルタイムＥＤＣ算出部２７により算出され配分されたデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）は、目標値作成部２３に送信される。目標値作成部２３は、データａ１（発電機発電電力値）、データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）、切替部３４により選択されたデータｆ３（ＡＲ配分値）またはデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）の一方に基づき、データｄ１（発電目標値）を作成し出力部２２に送信する。
The data g1 (real-time EDC value) calculated and allocated by the real-time
（６）広域需給調整装置５
広域需給調整装置５は、コンピュータ装置により構成される。広域需給調整装置５は、各電力系統９に設置された電力需給制御装置２に対し、指令制御量の指示を行う上位の制御装置である。広域需給調整装置５は、各電力系統９の監視制御を行う制御室等に配置される。
(6) Wide-area supply and
The wide-area supply and
広域需給調整装置５は、ネッティング部５１、制御分担量算出部５２、各電源指令作成部５３を有する。
The wide-area supply and
ネッティング部５１は、電力需給制御装置２からデータｆ１（ＡＲ値）を受信する。ネッティング部５１は、各エリアのデータｆ１（ＡＲ値）に基づき、エリア全体に対する調整量を算出するために、ＡＲ値のネッティングを行う。制御量を決定する動作がネッティングと呼ばれる。ネッティング部５１は、ネッティングしたＡＲ値をデータｈ１（ネッティング後ＡＲ値）として制御分担量算出部５２に送信する。
The
制御分担量算出部５２は、ネッティング部５１からデータｈ１（ネッティング後ＡＲ値）を受信する。また、制御分担量算出部５２は、電力需給制御装置２からデータｇ２（個別メリットオーダーリスト）、データｇ３（既ＬＦＣ動作量）を受信する。制御分担量算出部５２は、データｈ１（ネッティング後ＡＲ値）、データｇ２（個別メリットオーダーリスト）、データｇ３（既ＬＦＣ動作量）に基づいて、各エリアの発電機に対する制御分担量を算出する。制御分担量算出部５２は、算出した制御分担量をデータｈ２（制御分担量）として各電源指令作成部５３に送信する。
The control
各電源指令作成部５３は、制御分担量算出部５２からデータｈ２（制御分担量）を受信する。各電源指令作成部５３は、データｈ２（制御分担量）に基づき各エリアの発電機に対する指令値を算出する。各電源指令作成部５３は、算出した各エリアの発電機に対する指令値をデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）として各エリアの電力需給制御装置２のＬＦＣ制御出力指令受信部３３に送信する。
Each power supply
以上が、広域需給調整システム１の構成である。
The above is the configuration of the wide-area supply and
［１－２．作用］
最初に現在行われている一般的な電力需給制御について説明する。
[1-2. Effect]
First, a general power supply and demand control currently being carried out will be described.
［一般的な電力需給制御］
電力系統の負荷は、季節や時刻に応じ変動している。電力系統の負荷変動は、以下の（イ）（ロ）（ハ）の３つに区分して考えることができる。
（イ）サイクリック分：数秒から数分周期までの微小周期の負荷変動をサイクリック分と呼ぶ。変動幅の小さい種々の振動周期を持った脈動成分や、不規則な変動成分が重畳したものと考えられる。
（ロ）フリンジ分：数分から１０数分程度までの短周期の負荷変動をフリンジ分と呼ぶ。
（ハ）サステンド分：１０数分以上の長周期の負荷変動をサステンド分と呼ぶ。
[General power supply and demand control]
The load on the power grid fluctuates depending on the season and time of day. Load fluctuations on the power grid can be classified into the following three categories: (a) (b) (c).
(a) Cyclic component: Load fluctuations with a very short period, from a few seconds to a few minutes, are called cyclic components. They can be thought of as a superposition of pulsating components with various vibration periods with small fluctuation ranges and irregular fluctuation components.
(b) Fringe component: A short-cycle load fluctuation lasting from a few minutes to about 10 minutes is called a fringe component.
(c) Sustained component: Load fluctuations with a long period of 10 minutes or more are called sustained components.
微小周期の負荷変動であるサイクリック分のうち、極めて短周期の負荷変動は、系統の負荷特性より調整される。サイクリック分のうち、前述の周期以上の数分程度の周期を有する負荷変動は、ガバナフリー運転されている発電所の調速機により調整される。サイクリック分のうち、さらに前述の周期以上の負荷変動は、電力会社の中央給電指令所に設置された電力需給制御装置により制御され調整される。 Of the cyclic load fluctuations, which are minute periodic load fluctuations, extremely short-period load fluctuations are adjusted based on the load characteristics of the system. Of the cyclic load fluctuations, load fluctuations with periods of several minutes or more than the aforementioned period are adjusted by the governor of a power plant operating in governor-free mode. Of the cyclic load fluctuations, load fluctuations with periods even longer than the aforementioned period are controlled and adjusted by a power supply and demand control device installed in the power company's central load dispatching center.
短周期の負荷変動であるフリンジ分の負荷変動は、サイクリック分に比べ変動量が大きいためガバナフリーだけでは調整することができない。フリンジ分の負荷変動は、負荷周波数制御（ＬＦＣ：Load Frequency Control）により、検出された周波数偏差、電力変動量に基づき発電機の出力が制御され調整される。 Fringe load fluctuations, which are short-period load fluctuations, are larger than cyclic load fluctuations and cannot be adjusted by governor-free alone. Fringe load fluctuations are adjusted by load frequency control (LFC), which controls the generator output based on the detected frequency deviation and power fluctuation.
長周期の負荷変動であるサステンド分の負荷変動は、負荷変動における変動量が大きく、１日の負荷曲線における負荷変動の一部と考えることができる。サステンド分の負荷変動は、負荷周波数制御では、発電機の発電能力が不足しており、所望の発電量に調整することができない。サステンド分の負荷変動は、発電所の経済運用である経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Economic Load Dispatch）により調整される。 The sustained load fluctuation, which is a long-period load fluctuation, has a large amount of fluctuation in the load fluctuation and can be considered as part of the load fluctuation in the daily load curve. The sustained load fluctuation cannot be adjusted to the desired power generation amount by load frequency control because the generator's power generation capacity is insufficient. The sustained load fluctuation is adjusted by economic load dispatch (EDC), which is the economic operation of the power plant.
負荷周波数制御および経済負荷配分制御は、電力会社の中央給電指令所に設置された電力需給制御装置の重要機能である。負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、連系線潮流、系統周波数を一定に維持することを目的とする。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）は、最経済となる電力運用を行うことを目的とする。以下、負荷周波数制御（ＬＦＣ）と経済負荷配分制御（ＥＤＣ）を合わせて需給制御と呼ぶ。 Load frequency control and economic load dispatch control are important functions of power supply and demand control devices installed in the central load dispatching center of electric power companies. Load frequency control (LFC) aims to maintain constant interconnection line power flow and system frequency. Economic load dispatch control (EDC) aims to operate electricity in the most economical way. Hereinafter, load frequency control (LFC) and economic load dispatch control (EDC) will be collectively referred to as supply and demand control.
負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、系統の周波数および他系統との連系線における潮流電力に応じた各発電機の出力調整により行われる。負荷周波数制御（ＬＦＣ）の出力調整は、全ての発電機に対して行われるのではなく、比較的速い出力変動に対応することができる水力機のような高速機や石油火力機のような中速機に対して行われる。 Load frequency control (LFC) is performed by adjusting the output of each generator according to the system frequency and the tidal power in the interconnection lines with other systems. Load frequency control (LFC) output adjustment is not performed for all generators, but rather for high-speed machines such as hydroelectric machines that can handle relatively fast output fluctuations, and medium-speed machines such as oil-fired machines.
石炭火力機のような低速機や原子力ユニットまたは運用上出力変動を避けたい発電機に対して、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の出力調整は、一般的には行われない。負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、各電力会社の中央給電指令所の電力需給制御装置から各発電機に対し、行われるものであり、出力が所望の値に変動するまでに、数十秒程度の遅れが発生する。 Load frequency control (LFC) output adjustments are not generally performed on low-speed machines such as coal-fired power plants, nuclear units, or generators where output fluctuations should be avoided for operational reasons. Load frequency control (LFC) is performed on each generator by the power supply and demand control device at each power company's central load dispatching center, and there is a delay of several tens of seconds before the output changes to the desired value.
負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、以下の３方式に区分される。
（ａ）定周波数制御（ＦＦＣ）：周波数変化量（ΔＦ）を検出して、ΔＦを少なくするように発電機の出力を調整し、系統の周波数のみを規定値に保つように制御する制御方式。
（ｂ）定連系電力制御（ＦＴＣ）：連系線における潮流電力の変化量（ΔＰＴ）を検出して、ΔＰＴを少なくするように発電機の出力を調整し、連系線における潮流電力のみを規定値に保つように制御する制御方式。
（ｃ）周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）：周波数変化量（ΔＦ）と連系線における潮流電力の変化量（ΔＰＴ）とを検出し、地域要求電力（ＡＲ）を算出し、地域要求電力（ＡＲ）に応じて発電機の出力を制御する制御方式。
Load frequency control (LFC) is classified into the following three methods.
(a) Constant Frequency Control (FFC): A control method that detects the amount of frequency change (ΔF) and adjusts the generator output to reduce ΔF, thereby controlling only the system frequency to remain at a specified value.
(b) Constant Tie Power Control (FTC): A control method that detects the amount of change (ΔPT) in the tidal flow power in the interconnection line and adjusts the generator output to reduce ΔPT, thereby controlling only the tidal flow power in the interconnection line to a specified value.
(c) Frequency bias tie-line power control (TBC): A control method in which the amount of change in frequency (ΔF) and the amount of change in tidal flow power (ΔPT) in the tie-line are detected, the area required power (AR) is calculated, and the generator output is controlled in accordance with the area required power (AR).
現在、周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）が、我が国において広く採用されている。周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）は、各電力会社の中央給電指令所に設置された電力需給制御装置から各発電機に対し行われる。周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）にかかる制御は、以下の手順により行われる。 Currently, frequency bias tie-line power control (TBC) is widely adopted in Japan. Frequency bias tie-line power control (TBC) is performed on each generator by a power supply and demand control device installed in the central load dispatching center of each power company. Frequency bias tie-line power control (TBC) is performed according to the following procedure.
（手順ａ１：地域要求電力（ＡＲ）の算出）
周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）に基づき地域要求電力（ＡＲ）の算出を行う。
ＡＲ＝－Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ
・・・・・（式１）
ＡＲ：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線潮流変化量［ＭＷ］
連系線潮流変化量（ΔＰＴ）とは、連系線における潮流電力の変化量である。上記（式１）では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。地域要求電力（ＡＲ）の値が正であれば、系統全体として発電ユニットの出力を上げる。地域要求電力（ＡＲ）が負の値であれば、系統全体として発電ユニットの出力を下げる。
(Step a1: Calculation of area required power (AR))
The regional power requirement (AR) is calculated based on the frequency change (ΔF) and the interconnection line power flow change (ΔPT).
AR=-K・ΔF+ΔPT
...(Formula 1)
AR: Regional required power [MW]
K: System constant [MW/Hz]
ΔF: Frequency deviation [Hz]
ΔPT: Amount of change in interconnection line power flow [MW]
The interconnection line power flow change (ΔPT) is the amount of change in the power flow in the interconnection line. In the above (Equation 1), the power flow direction of the power flowing into the local system is a positive value. If the value of the area required power (AR) is positive, the output of the power generation units is increased for the entire system. If the value of the area required power (AR) is negative, the output of the power generation units is decreased for the entire system.
（手順ａ２：地域要求電力（ＡＲ）のフィルタリング）
過去の地域要求電力（ＡＲ）に基づき指数平滑等によるフィルタリングを行い、地域要求電力（ＡＲ）を低速機、高速機へ配分する調整量を算出する。出力変化速度の遅い、例えば火力発電機が低速機に相当する。出力変化速度の速い、例えば水力発電機が高速機に相当する。地域要求電力（ＡＲ）を周波数分解し、変動周期の短い電力を高速機に、変動周期の長い電力を低速機に配分するように調整量を算出してもよい。
(Step a2: Filtering of area required power (AR))
Filtering by exponential smoothing or the like is performed based on the past regional power requirement (AR), and an adjustment amount for allocating the regional power requirement (AR) to low-speed and high-speed units is calculated. A thermal power generator, for example, with a slow output change rate corresponds to a low-speed unit. A hydroelectric generator, for example, with a fast output change rate corresponds to a high-speed unit. The regional power requirement (AR) may be frequency-decomposed, and an adjustment amount is calculated so that power with a short fluctuation period is allocated to high-speed units and power with a long fluctuation period is allocated to low-speed units.
（手順ａ３：発電機への配分）
地域要求電力（ＡＲ）をフィルタリング、または周波数分解し、算出した調整量を各発電機に配分する。配分は、需給調整が行われている全ての発電機に対して、低速機、高速機別に発電機の出力変化速度、または出力余裕度等に基づき行われる。
(Step a3: Allocation to generators)
The regional power requirement (AR) is filtered or frequency-resolved, and the calculated adjustment amount is allocated to each generator. The allocation is performed for all generators for which supply and demand adjustment is performed, based on the output change rate of the generators, output margin, etc., for low-speed and high-speed machines.
（手順ａ４：目標指令値の算出）
各発電機の目標指令値の算出を行う。各発電機の目標指令値は、配分された地域要求電力（ＡＲ）と、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にて算出されたリアルタイムＥＤＣまたは現在出力とが加算され算出される。目標指令値は、一定の基準値を逸脱しないように設けられた上下限値内に設定されるようにしてもよい。
(Step a4: Calculation of target command value)
A target command value for each generator is calculated. The target command value for each generator is calculated by adding the distributed area required power (AR) and the real-time EDC or current output calculated by the economic load dispatch control (EDC). The target command value may be set within upper and lower limits so as not to deviate from a certain reference value.
（手順ａ５：発電機の出力が変動する）
目標指令値を受信し、各発電機は、出力を変動させる。その結果、系統周波数、並びに連系線潮流が変化する。その後、手順ａ１に戻り上記手順を繰り返す。
(Step a5: The generator output fluctuates)
Upon receiving the target command value, each generator varies its output. As a result, the system frequency and the interconnection line power flow change. After that, the process returns to step a1 and the above steps are repeated.
［一般的な経済負荷配分制御（ＥＤＣ）］
経済負荷配分制御（ＥＤＣ）は、１日の負荷曲線に見られる、低速の電力負荷変動に対して行われる。低速の電力負荷変動は、過去のデータの基づき高精度で予測することができる。予測された電力負荷変動に対して、燃料費であるコストが少なくなるように、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかる各発電機の制御量が算出される。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかる各発電機の制御量の算出に、等増分燃料費則（等λ法）が用いられる場合が多い。
[General Economic Dispatch Control (EDC)]
Economic load dispatch control (EDC) is performed for slow power load fluctuations seen in a daily load curve. Slow power load fluctuations can be predicted with high accuracy based on past data. The control amount of each generator for economic load dispatch control (EDC) is calculated so that the fuel cost is reduced for the predicted power load fluctuation. The equal increment fuel cost law (equal λ method) is often used to calculate the control amount of each generator for economic load dispatch control (EDC).
以下に、日本の電力会社にて多用されている等増分燃料費則（等λ法）の一例について説明する。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）は、各電力会社の中央給電指令所に設置された電力需給制御装置から各発電機に対し行われる。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）にかかる制御は、以下の手順により行われる。 Below, we explain an example of the equal incremental fuel cost law (equal lambda method), which is widely used by Japanese electric power companies. Economic load dispatch control (EDC) is performed on each generator by an electric power supply and demand control device installed in the central load dispatching center of each electric power company. Economic load dispatch control (EDC) is performed according to the following procedure.
（手順ｂ１：λの初期値の設定）
最初に、増分となる燃料にかかる燃料費に相当するλの初期値を設定する。
(Step b1: Setting the initial value of λ)
First, an initial value of λ, which corresponds to the fuel cost for the incremental fuel, is set.
（手順ｂ２：各発電機の制御量の算出）
次に、増分となる燃料にかかる燃料費に相当するλに等しくなる各発電機の制御量の算出を行う。制御量は、最小出力値を下回っている場合、最小出力値に、最大出力値を上回っている場合、最大出力値に設定される。
(Step b2: Calculation of control amount of each generator)
Next, a control variable for each generator is calculated that is equal to λ, which corresponds to the fuel cost for the incremental fuel. If the control variable is below the minimum output value, it is set to the minimum output value, and if the control variable is above the maximum output value, it is set to the maximum output value.
（手順ｂ３：出力電力の総和の算出）
次に、各発電機から出力される出力電力の総和を算出する。
(Step b3: Calculation of the sum of output power)
Next, the sum of the output powers output from the generators is calculated.
（手順ｂ４：λの再設定）
手順ｂ３で算出された出力電力の総和が負荷未満である場合、λを大きくし、出力の総和が負荷を超える場合、λを小さくし、λの再設定を行う。以降、出力電力の総和と負荷との差分が一定値以内になるまで手順ｂ２～手順ｂ４を繰り返す。
(Step b4: Resetting λ)
If the sum of the output powers calculated in step b3 is less than the load, λ is increased, and if the sum of the output powers exceeds the load, λ is decreased and λ is reset. After that, steps b2 to b4 are repeated until the difference between the sum of the output powers and the load falls within a certain value.
昨今の電力システム改革に伴い、現状の電力会社における発電、送配電、小売事業は、法的に分離され、送配電と発電、小売事業に分けられる。従来において、電力需給、周波数調整を行う場合、電力会社は自社内にて必要となる需給調整力を確保していた。電力システム改革により、電力会社は需給調整市場により需給調整力を確保することとなる。需給調整市場における商品メニューは、一例として図１５に示すように制御区分ごと「一次調整力」「二次調整力」「三次調整力」（上げ、下げ別）に対応した１０区分として計画されている。 Due to the recent electricity system reform, the current power generation, transmission and distribution, and retail businesses of electric power companies will be legally separated and divided into transmission and distribution and power generation and retail businesses. Previously, when adjusting power supply and demand and frequency, electric power companies secured the necessary supply and demand adjustment capacity in-house. With the electricity system reform, electric power companies will secure supply and demand adjustment capacity through the supply and demand adjustment market. As an example, the product menu in the supply and demand adjustment market is planned to be divided into 10 categories corresponding to each control category of "primary adjustment capacity," "secondary adjustment capacity," and "tertiary adjustment capacity" (increase or decrease), as shown in Figure 15.
アンシラリーサービスは、系統全体の周波数維持等の高品質な電力供給を確保する業務である。従来において、アンシラリーサービスは、自社の発電機を用い一般電気事業者により行われていた。需給調整市場に基づく新たなライセンス制により、今後のアンシラリーサービスは、一般送配電事業者により行われる。 Ancillary services are the work of ensuring a high-quality power supply, such as maintaining the frequency of the entire system. Traditionally, ancillary services were provided by general electric utilities using their own generators. With the new licensing system based on the supply and demand adjustment market, ancillary services will be provided by general electricity transmission and distribution utilities in the future.
今後のアンシラリーサービスにおいて、電力品質確保に必要な電源等は、調整力として一般送配電事業者により発電事業者等から調達され、調整力の確保に必要なコストは託送料金として、一般送配電事業者により回収される仕組みとなった。この仕組みにより、多様な発電事業者等の参画および競争が進み、調整力として調達可能な電力の増大、電力品質の向上、効率的な調整力の活用等が期待される。この仕組みは、調整力の調達の公平性、透明性が確保された上で、一般送配電事業者により行われることを前提としている。手続の具体的な内容は、各一般送配電事業者に委ねられている。 In the future, in ancillary services, power sources necessary for ensuring power quality will be procured by general electricity transmission and distribution operators from power generation companies, etc. as adjustment capacity, and the costs required for securing adjustment capacity will be recovered by the general electricity transmission and distribution operators as wheeling charges. This system is expected to encourage participation and competition among a variety of power generation companies, etc., and to increase the amount of electricity that can be procured as adjustment capacity, improve power quality, and utilize adjustment capacity efficiently. The system is premised on the general electricity transmission and distribution operators ensuring the fairness and transparency of the procurement of adjustment capacity. The specific details of the procedure are left to each general electricity transmission and distribution operator.
今後、系統全体における高品質な電力供給を確保することが、一般送配電事業者に要求される。需給調整市場により需給調整力の確保が行われるため、一般送配電事業者は、メリットオーダーによる需給、周波数調整を行う。 In the future, general electricity transmission and distribution operators will be required to ensure a high-quality power supply throughout the entire system. Since the supply and demand adjustment market will ensure supply and demand adjustment capacity, general electricity transmission and distribution operators will adjust supply and demand and frequency based on merit order.
従来、各エリアの電力系統において、エリアごとの電力需給制御装置により、自エリアの地域要求電力（ＡＲ）に基づき、需給調整力の制御および運用が行われていた。今後、需給調整市場により電力の広域調達、広域運用が開始される。今後、各エリアの電力系統における地域要求電力（ＡＲ）がネッティングされ、ネッティング後の地域要求電力（ＡＲ）が図６、図７に示すように負荷周波数制御（ＬＦＣ）にかかる制御量として各エリアの電力系統に指示される。 Conventionally, in each area's power grid, supply and demand adjustment capacity was controlled and operated based on the area's local power requirement (AR) by the area's power supply and demand control device. In the future, wide-area procurement and operation of electricity will begin through the supply and demand adjustment market. In the future, the area requirements (AR) in each area's power grid will be netted, and the area requirements (AR) after netting will be instructed to each area's power grid as the control amount for load frequency control (LFC), as shown in Figures 6 and 7.
しかしながら複数のエリアに対し負荷周波数制御（ＬＦＣ）にかかる制御量の指令が行われるため、一定のエリアに調整力が偏在化し、制御性能が確保されにくいとの問題点があった。 However, because load frequency control (LFC) commands are sent to multiple areas, there is a problem that the adjustment power is concentrated in certain areas, making it difficult to ensure control performance.
電力系統９の制御性能を確保するために、一定のエリアに調整力が偏在化しない負荷周波数制御（ＬＦＣ）にかかる制御量の指令が行われることが望ましい。 To ensure the control performance of the power grid 9, it is desirable to issue commands for the control amount related to load frequency control (LFC) that do not unevenly distribute the adjustment power in a certain area.
また、需給調整市場においても、調整力の細分化（１０の商品区分）のみではなく、調整力の広域調達を行うことが想定されている。現在、調整力はエリア内のみで調達されている。今後、調整力の広域調達を行うために、複数のエリアにリアルタイムで制御信号を送る仕組みが設けられることが望ましい。 In addition, in the supply and demand adjustment market, it is expected that adjustment capacity will not only be subdivided (10 product categories), but will also be procured over a wide area. Currently, adjustment capacity is procured only within an area. In the future, it is desirable to establish a mechanism for sending control signals to multiple areas in real time in order to procure adjustment capacity over a wide area.
［広域需給調整システム１の動作］
次に、本実施形態の広域需給調整システム１の動作を図１～図４に基づき説明する。本実施形態の広域需給調整システム１において、複数のエリアにおける電力需給制御装置２が、図２に示すように広域需給調整装置５により連携して制御される。本実施形態において２つ以上のエリアを広域と呼ぶ。本実施形態における需給調整方式は、図１５におけるＬＦＣ機能にかかる二次調整力の商品区分を主に対象とする。需給調整のための調整電源である発電機９１は、火力、水力機のみならず、蓄電池やＤＲ等を含む。
[Operation of wide-area supply and demand adjustment system 1]
Next, the operation of the wide-area supply and
（電力需給制御装置２の動作）
図３に、電力需給制御装置２の動作にかかるフローを示す。図３に示すプログラムは、電力需給制御装置２に内蔵される。本実施形態の複数のエリアに配置された電力需給制御装置２は、広域需給調整装置５からデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）を指示される。電力需給制御装置２は、下記の手順にて動作および演算を行う。
(Operation of power supply and demand control device 2)
Fig. 3 shows a flow of operations of the power supply and
（ステップＳ２０：データｆ１（ＡＲ値）の算出）
検出装置９３は、連系線における電力系統９ａに関するデータｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）の各項目を検出し、電力需給制御装置２に送信する。自然エネルギー発電設備９２は、電力需給制御装置２にデータｂ１（自然エネルギー発電電力値）を送信する。
(Step S20: Calculation of data f1 (AR value))
The
電力需給制御装置２のＡＲ算出部２４は、以下の信号を受信する。
検出装置３から送信された以下の信号
データｃ１（周波数変化量ΔＦ）
データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）
データｃ３（融通電力Ｐ０）
自然エネルギー発電設備９２から送信された以下の信号
データｂ１（自然エネルギー発電電力値）
The
The following signal data c1 (frequency change amount ΔF) transmitted from the
Data c2 (change in forward flow power ΔPT)
Data c3 (interchangeable power P0)
The following signal data b1 (renewable energy power generation power value) transmitted from the natural energy power generation facility 92
ＡＲ算出部２４は、データｃ１（周波数変化量ΔＦ）、データｃ２（潮流電力変化量ΔＰＴ）、データｃ３（融通電力Ｐ０）、データｂ１（自然エネルギー発電電力値）に基づき、データｆ１（ＡＲ値）の算出を（式１）により行う。（式１）を再掲する。(式１）におけるＡＲが、データｆ１（ＡＲ値）である。
ＡＲ＝－Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ
・・・・・（式１）
ＡＲ：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線潮流変化量［ＭＷ］
上記（式１）では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。
The
AR=-K・ΔF+ΔPT
...(Formula 1)
AR: Regional required power [MW]
K: System constant [MW/Hz]
ΔF: Frequency deviation [Hz]
ΔPT: Amount of change in interconnection line power flow [MW]
In the above (Equation 1), the flow direction of power flowing into the own system is set to a positive value.
（ステップＳ３０：データｆ１（ＡＲ値）の送信）
ＡＲ送信部３１は、ステップＳ２０で算出されたデータｆ１（ＡＲ値）を広域需給調整装置５に送信する。
(Step S30: Transmission of data f1 (AR value))
The
広域需給調整装置５は、各エリアの電力需給制御装置２からデータｆ１（ＡＲ値）を受信する。また、広域需給調整装置５は、各エリアの電力需給制御装置２からデータｇ２（個別メリットオーダーリスト）、データｇ３（既ＬＦＣ動作量）を受信する。広域需給調整装置５は、データｆ１（ＡＲ値）、データｇ２（個別メリットオーダーリスト）、データｇ３（既ＬＦＣ動作量）に基づき各エリアの調整量または各エリアの発電機ごとの調整量を算出し、データｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）として各エリアの電力需給制御装置２に対し送信する。
The wide-area supply and
（ステップＳ３１：データｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）の受信）
ＬＦＣ制御出力指令受信部３３は、広域需給調整装置５からデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）を受信し切替部３４に送信する。
(Step S31: Reception of data h3 (LFC control output command))
The LFC control output
（ステップＳ２１：データｆ２（平滑後ＡＲ値）の算出）
ＡＲ平滑部２５は、ステップＳ２０で算出されたデータｆ１（ＡＲ値）に基づき、データｆ２（平滑後ＡＲ値）を算出する。データｆ２（平滑後ＡＲ値）は、フーリエ展開によりデータｆ１（ＡＲ値）が周波数分解され算出される。
(Step S21: Calculation of data f2 (smoothed AR value))
The
（ステップＳ２２：データｆ３（ＡＲ配分値）の算出）
ＡＲ配分部２６は、ステップＳ２１で周波数分解されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づき、データｆ３（ＡＲ配分値）を算出する。データｆ３（ＡＲ配分値）は、各発電機９１ａ、９１ｂ、９１ｎの調整量であり、発電機９１の出力応答速度または出力余裕度に応じ算出される。
(Step S22: Calculation of data f3 (AR distribution value))
The
（ステップＳ３２：データｆ３（ＡＲ配分値）またはデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）の選択）
切替部３４は、ステップＳ２２で算出されたデータｆ３（ＡＲ配分値）またはデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）を選択して出力する。例えば、他のエリアにおける電力需給制御装置２または電力系統９に事故が発生した場合、切替部３４によりデータｆ３（ＡＲ配分値）が選択される。他のエリアにおける電力需給制御装置２または電力系統９に異常がない場合、切替部３４によりデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）が選択される。切替部３４は、切替えることによりデータｆ３（ＡＲ配分値）またはデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）の選択を行う。
(Step S32: Selection of data f3 (AR distribution value) or data h3 (LFC control output command))
The switching
（ステップＳ２０４：データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）の算出）
リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、上記のステップＳ２０～Ｓ２２に並行して、ステップＳ２０４を実行する。リアルタイムＥＤＣ算出部２７は、ステップＳ２１で算出されたデータｆ２（平滑後ＡＲ値）に基づき、データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）を算出する。データｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）は、発電機９１ａ、９１ｂ，９１ｎのメリットオーダーに応じ、各発電機９１ａ、９１ｂ，９１ｎに対する経済負荷配分が行われ、算出される。
(Step S204: Calculation of data g1 (real-time EDC value))
The real-time
（ステップＳ２３：データｄ１（発電目標値）の算出）
目標値作成部２３は、ステップＳ２２で算出されたデータｆ３（ＡＲ配分値）、ステップＳ２０４でリアルタイムＥＤＣ算出部２７により算出されたデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）に基づき、データｄ１（発電目標値）を算出する。目標値作成部２３ａ、２３ｂ、２３ｎごとに、各発電機９１ａ、９１ｂ、９１ｂｎごとのデータｄ１（発電目標値）が算出される。
(Step S23: Calculation of data d1 (power generation target value))
The target value creation unit 23 calculates data d1 (power generation target value) based on the data f3 (AR allocation value) calculated in step S22 and the data g1 (real-time EDC value) calculated in step S204 by the real-time
（ステップＳ２４：データｄ１（発電目標値）の送信）
目標値作成部２３は、ステップＳ２３で算出したデータｄ１（発電目標値）を、出力部２２に送信する。データｄ１（発電目標値）は、出力部２２ａ、２２ｂ、２２ｎのそれぞれに送信される。
(Step S24: Transmission of data d1 (power generation target value))
The target value creation unit 23 transmits the data d1 (power generation target value) calculated in step S23 to the
（ステップＳ２５：データｄ１（発電目標値）の指令送出）
出力部２２は、ステップＳ２４で受信したデータｄ１（発電目標値）を、発電機９１に送信する。データｄ１（発電目標値）は、各発電機９１ａ、９１ｂ、９１ｎに対し、それぞれ出力部２２ａ、２２ｂ、２２ｎから送信される。これにより、各発電機９１ａ、９１ｂ、９１ｎは、データｄ１（発電目標値）にかかる電力を出力する。
(Step S25: Sending command for data d1 (power generation target value))
The
図５に、出力変化速度比にて処理を行う場合のＡＲ配分部２６における一般的な制御ロジックを示す。出力変化速度比にて処理を行う場合の一般的なＡＲ配分は以下の手順にて行われる。最初にＡＲ計算により周波数偏差と系統容量の積が算出される。次に係数Ｋが乗算された周波数偏差と系統容量の積と、連系点の潮流偏差との差分が周波数分解され、平滑化される。平滑化された差分は、さらに不感帯を除きＰＩ制御され、各発電機９１に対する指令値に配分される。
Figure 5 shows a typical control logic in the
（広域需給調整装置５の動作）
ネッティング部５１は、データｆ１（ＡＲ値）に基づき、制御の対象となるエリア全体の調整量データｈ１（ネッティング後ＡＲ値）の総量を算出する。データｆ１（ＡＲ値）は、制御の対象となるエリアのそれぞれに要求された電力であり、各エリアの電力需給制御装置２により算出される。
(Operation of the wide-area supply and demand adjustment device 5)
The
制御分担量算出部５２は、ネッティング部５１により算出されたエリア全体の調整量であるデータｈ１（ネッティング後ＡＲ値）の総量を、制御の対象となるエリアのそれぞれに分配して、データｈ２（制御分担量）を算出する。データｈ２（制御分担量）は、それぞれのエリアの制御分担量として算出されてもよいし、それぞれのエリアの発電機ごとの制御分担量として算出されてもよい。
The control
制御分担量算出部５２は、エリアにおける発電機が発電することができる余力である調整力に基づき、現在供給されている電力と要求された電力との差分であるインバランスを分配してエリアのそれぞれの制御分担量、エリアのそれぞれの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方をデータｈ２（制御分担量）として算出する。
The control
各電源指令作成部５３は、制御分担量算出部５２により算出されたデータｈ２（制御分担量）に基づき、エリアのそれぞれに対する指令値データｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）を作成する。データｈ２（制御分担量）は、制御分担量算出部５２によりそれぞれのエリアの制御分担量、それぞれのエリアの発電機ごとの制御分担量として算出される。
Each power supply
従来技術におけるＡＲ配分部２６は、インバランスを発電機９１に配分する場合、各エリア単位で、データｆ２（平滑後ＡＲ値）を各発電機９１に配分していた。今後、需給調整市場が開設されるため、調整量はメリットオーダー方式による調整コストを含め算出される。広域需給調整装置５は、メリットオーダー方式による調整コストを含め算出した調整量を、各発電機９１に配分する。
In the prior art, when the
ＡＲ配分部２６は、各エリアにおける各発電機９１に対する調整量を算出する。一方、広域需給調整装置５は、各エリアを統合した広域におけるインバランスに基づき、各エリアに対する調整量を算出する。広域需給調整装置５による各エリアに対するメリットオーダー方式による調整コストを用いた配分は、図７に示す手順に基づき行われる。
The
つまり、従来技術における広域需給調整装置５は、発電機９１の出力を上げる場合（上げ調整力）、単価の安い順にエリアごとの発電機９１を抽出し配分する。広域需給調整装置５は、発電機９１の出力を下げる場合（下げ調整力）、単価の高い順にエリアごとの発電機９１を抽出し配分する。
In other words, when the wide-area supply and
例えば、図８に示すように、４つのエリアがあり、エリアＡには調整コストの安い発電機９１が多く、エリアＤには調整コストの高い発電機９１が多いと仮定する。従来技術における広域需給調整装置５は、エリアＡに出力増加の配分を多く行うこととなる。このためエリアＡにおける上げ調整力が不足する場合があり、制御性が悪化する可能性があった。また、従来技術における広域需給調整装置５は、エリアＤに出力減少の配分を多く行うこととなる。このためエリアＤにおける下げ調整力が不足する場合があり、制御性が悪化する可能性があった。
For example, as shown in Figure 8, assume that there are four areas, with many generators 91 with low adjustment costs in area A and many generators 91 with high adjustment costs in area D. A wide-area supply and
本実施形態にかかる広域需給調整装置５は、一定のエリアに調整力が偏在化することを抑制するために、各エリアの調整力の大きさに応じて調整量を算出する。
The wide-area supply and
ネッティング部５１は、電力需給制御装置２からデータｆ１（ＡＲ値）を受信する。ネッティング部５１は、各エリアのデータｆ１（ＡＲ値）に基づき、エリア全体に対する調整量を算出するために、ＡＲ値のネッティングを行う。制御量を決定する動作がネッティングと呼ばれる。ネッティング部５１は、ネッティングしたＡＲ値をデータｈ１（ネッティング後ＡＲ値）として制御分担量算出部５２に送信する。
The
制御分担量算出部５２は、ネッティング部５１からデータｈ１（ネッティング後ＡＲ値）を受信する。また、制御分担量算出部５２は、電力需給制御装置２からデータｇ２（個別メリットオーダーリスト）、データｇ３（既ＬＦＣ動作量）を受信する。制御分担量算出部５２は、データｈ１（ネッティング後ＡＲ値）、データｇ２（個別メリットオーダーリスト）、データｇ３（既ＬＦＣ動作量）に基づいて、各エリアの発電機に対する制御分担量を算出する。各エリアの発電機に対するデータｈ２（制御分担量）は以下の手順により算出される。
The control
例えば、図９に示すように、エリアＡ、エリアＢ、エリアＣ、エリアＤごとに、それぞれ、１００ＭＷ、５０ＭＷ、３０ＭＷ、８０ＭＷの調整力がある場合、各エリアに分担される調整量は（式２）のようになる。調整力は、発電することができる余力にかかる電力である。エリアＡ、エリアＢ、エリアＣ、エリアＤごとの１００ＭＷ、５０ＭＷ、３０ＭＷ、８０ＭＷの調整力は、予め定められたた調整力、または予め入札により確保されている発電機９１の調整力にかかる電力（ΔｋＷ）の総和である。
（式２）がデータｈ２（制御分担量）とされる。制御分担量算出部５２は、算出したデータｈ２（制御分担量）を各電源指令作成部５３に送信する。
(Equation 2) is set as data h2 (control share). The control
上記によれば、制御分担量算出部５２によるデータｈ２（制御分担量）にかかる各エリアの調整量は、予め定められた各エリアの調整力または予め入札により確保されている個々の発電機９１の調整力にかかる電力（ΔｋＷ）に基づき、（式２）により算出されるものとした。しかしながら調整量の算出は、上記に限られない。
According to the above, the adjustment amount for each area for data h2 (control share amount) by the control
広域需給調整装置５は、図１１に示すように、時々刻々変化する発電機９１の現在出力値に基づき、当該時刻の上げ調整力の余力、下げ調整力の余力の比に基づきインバランスを配分して調整量の算出するようにしてもよい。上げ調整力の余力は（式５）により、下げ調整力の余力は（式６）により算出される。
As shown in FIG. 11, the wide-area supply and
上げ調整力＝
ｍｉｎ［（上げ調整力確保量），（ＢＧ計画値＋上げ調整力確保量－現在出力）］
・・・・・（式５）
下げ調整力＝
ｍａｘ［（下げ調整力確保量），（現在出力－ＢＧ計画値＋下げ調整力確保量）］
・・・・・（式６）
（式５）による上げ調整力、（式６）による下げ調整力は、（式２）の各式における調整力に代替される。
Lift adjustment power =
min [(guaranteed upward control capacity), (BG planned value + guaranteed upward control capacity - current output)]
...(Formula 5)
Lowering adjustment power =
max [(reserved downward adjustment capacity), (current output - BG planned value + reserved downward adjustment capacity)]
...(Formula 6)
The upward adjustment force according to (Equation 5) and the downward adjustment force according to (Equation 6) are substituted for the adjustment forces in each of (Equation 2).
各電源指令作成部５３は、制御分担量算出部５２からデータｈ２（制御分担量）を受信する。各電源指令作成部５３は、データｈ２（制御分担量）に基づき各エリアの発電機に対する指令値を算出する。
Each power supply
各電源指令作成部５３は、制御分担量算出部５２によるデータｈ２（制御分担量）にかかる各エリアの調整量の算出後、メリットオーダー方式や既存の出力変化速度比に基づき配分を行い、各発電機９１の調整量を算出する。また、例えば図１０に示すように、各エリア内の個々の発電機９１の調整力の情報に基づき、直接、個々の発電機９１の調整量を求めてもよい。例えば、エリアＡの一つの発電機９１の調整量ＧＡ－１は（式３）、エリアＤの一つの発電機９１の調整量ＧＡ－４は（式４）に示すとおりとなる。
各電源指令作成部５３は、（式３）、（式４）により算出した各エリアの発電機に対する指令値をデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）として各エリアの電力需給制御装置２のＬＦＣ制御出力指令受信部３３に送信する。
Each power supply
本実施形態によれば、広域需給調整システム１は、インバランスが調整力に応じて配分された調整量を算出するので、一定のエリアに調整力が偏在化することを抑制し、広域のエリアにわたり効率よく電力需給調整を行うことができる広域需給調整システムを提供することができる。
According to this embodiment, the wide-area supply and
［１－３．効果］
（１）本実施形態によれば、広域需給調整装置５は、制御対象となる複数のエリアのそれぞれに要求された電力（ＡＲ値）に基づき、複数のエリア全体の調整量であるデータｈ１（ネッティング後ＡＲ値）の総量を算出するネッティング部５１と、ネッティング部５１により算出された複数のエリア全体の調整量であるデータｈ１（ネッティング後ＡＲ値）の総量を、複数のエリアのそれぞれに分配して、複数のエリアのそれぞれの制御分担量、複数のエリアの発電機９１ごとの制御分担量のうち少なくとも一方をデータｈ２（制御分担量）として算出する制御分担量算出部５２と、制御分担量算出部５２により算出された複数のエリアのそれぞれの制御分担量、複数のエリアの発電機９１ごとの制御分担量にかかるデータｈ２（制御分担量）のうち少なくとも一方に基づき、複数のエリアのそれぞれに対する指令値であるデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）を作成する各電源指令作成部５３と、を有するので、一定のエリアに調整力が偏在化することを抑制し、広域のエリアにわたり効率よく電力需給調整を行うことができる広域需給調整装置５を提供することができる。
[1-3. Effects]
(1) According to this embodiment, the wide-area supply and
（２）本実施形態によれば、制御分担量算出部５２は、エリアにおける発電機が発電することができる余力である調整力に基づき、現在供給されている電力と要求された電力との差分であるインバランスを分配してエリアのそれぞれの制御分担量、およびエリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方をデータｈ２（制御分担量）算出するので、データｈ２（制御分担量）は、インバランスが調整力に応じて配分され、一定のエリアに調整力が偏在化することを抑制し、広域のエリアにわたり効率よく電力需給調整を行うことができる。
(2) According to this embodiment, the control
（３）本実施形態によれば、広域需給調整システム１の電力需給制御装置２は、制御の対象となる発電機９１により構成されたエリアに要求された要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出部２４と、ＡＲ算出部２４により算出された要求電力（ＡＲ値）に基づき、発電機９１ごとの配分値であるデータｆ３（ＡＲ配分値）を算出するＡＲ配分部２６と、ＡＲ配分部２６により算出されたデータｆ３（ＡＲ配分値）と、各電源指令作成部５３により作成された指令値であるデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）と、を切替えて目標値作成部２３に送信する切替部３４と、を有し、目標値作成部２３は、切替部３４からデータｆ３（ＡＲ配分値）が出力された場合、各電源指令作成部５３により作成された指令値データｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）に代替してデータｆ３（ＡＲ配分値）に基づき、制御の対象となる発電機９１に対する発電目標値データｄ１（発電目標値）を作成するので、他のエリアにおける電力需給制御装置２、または電力系統９に事故が発生した場合であっても、エリアの電力需給制御装置２により発電機９１に対し電力需給調整を行うことができる。
(3) According to this embodiment, the power supply and
［２．第２実施形態］
［２－１．構成および作用］
第２実施形態にかかる広域需給調整システム１について説明する。第２実施形態にかかる広域需給調整システム１は、広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２による演算が、第１実施形態にかかる広域需給調整システム１と相違する。第２実施形態にかかる広域需給調整システム１の構成は、第１実施形態にかかる広域需給調整システム１の構成と同じである。
[2. Second embodiment]
[2-1. Configuration and Action]
A wide-area supply and
以下の説明において、第１実施形態にかかる広域需給調整システム１と異なる動作について説明する。第１実施形態にかかる広域需給調整システム１と同様の動作について、説明を省略する。
In the following explanation, operations that differ from the wide-area supply and
第１実施形態にかかる広域需給調整システム１は、各エリアの調整力に応じてインバランスをエリアごとの発電機９１に配分してエリア間の偏在化を抑制することにより、制御性を優先した配分を行うものとした。
The wide-area supply and
第２実施形態にかかる広域需給調整システム１は、発電機９１の出力変化速度とメリットオーダーの重み付けを行い、両者を組合わせインバランスをエリアごとの発電機９１に配分することにより、種々の系統状態に柔軟に対応することができる経済性と制御性を含めた配分を行う。
The wide-area supply and
第２実施形態にかかる広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２は、エリアにおける制御性にかかる演算、経済性にかかる演算の、それぞれの寄与度が重み付けにより設定された演算により、エリアのそれぞれの制御分担量、エリアのそれぞれの発電機９１ごとの制御分担量のうち少なくとも一方をデータｈ２（制御分担量）として算出する。
The control
第２実施形態にかかる広域需給調整装置５は、以下の演算を行う。
The wide-area supply and
第２実施形態にかかる広域需給調整装置５は、各エリアの電力需給制御装置２からデータｆ１（ＡＲ値）を受信し、データｆ１（ＡＲ値）に基づき、各エリアを統合した広域におけるネッティング後のインバランスをエリアごとの発電機９１に配分し、データｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）として各エリアの電力需給制御装置２に送信する。第２実施形態にかかる広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２は、ネッティング後のインバランスをメリットオーダーに従って各発電機９１に配分する。
The wide-area supply and
ネッティング後のインバランス（ＡＲ）は、計画値または現在出力、もしくは計画値と現在出力の両者に基づき配分される。図１２に、広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２における演算を模式化したブロック図を示す。ＬＦＣの対象となる発電機９１をＬＦＣ発電機と呼ぶ場合がある。ＬＦＣ配分量（ΔＰ）から制御周期間の変化量制約を考慮した後の値（ΔＰ’）が各ＬＦＣ発電機の計画値（ＰＰＬＡＮ）または現在出力（ＰＮＯＷ）に配分されて、各電源指令作成部５３によりデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）にかかる指令値が算出される。各電源指令作成部５３は、各エリアの発電機に対する指令値をデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）として各エリアの電力需給制御装置２のＬＦＣ制御出力指令受信部３３に送信する。
The imbalance (AR) after netting is allocated based on the planned value or the current output, or both the planned value and the current output. FIG. 12 shows a block diagram that shows a schematic of the calculation in the control
インバランス（ＡＲ）が大きい場合、各ＬＦＣ発電機に配分されたＬＦＣ配分量（ΔＰ）は各ＬＦＣ発電機の出力変化可能量より大きい場合もある。この場合、各発電機は現在出力から出力を変動させることが可能な範囲で応答する。 When the imbalance (AR) is large, the LFC allocation amount (ΔP) allocated to each LFC generator may be larger than the amount of output change possible for each LFC generator. In this case, each generator responds within the range in which it is possible to change the output from the current output.
単に価格順にＬＦＣ配分量（ΔＰ）から制御周期間の変化量制約を考慮した後の値（ΔＰ’）を各ＬＦＣ発電機の計画値（ＰＰＬＡＮ）または現在出力（ＰＮＯＷ）に配分した場合、上げ指令では価格の安い（下げ指令では高い）順に配分されるが、稼働する発電機の台数が減って制御性が低下する可能性がある。 If the value (ΔP') obtained by simply taking into account the constraint on the amount of change between control periods from the LFC allocation amount (ΔP) in order of price is allocated to the planned value (P PLAN ) or current output (P NOW ) of each LFC generator, the allocation will be in order of lowest price for an increase command (highest price for a decrease command), but the number of operating generators may decrease, resulting in a decrease in controllability.
以下に、出力変化速度とメリットオーダーを組合わせた重み付けにより、ネッティング後のインバランスをメリットオーダーに従って各発電機に配分する、種々の電力系統９の系統状態に対応した演算手順を説明する。制御分担量算出部５２は、複数のエリアの調整力に応じてインバランスを複数のエリアに配分する制御性にかかる演算、およびインバランスをメリットオーダーに従って複数のエリアに配分する経済性にかかる演算の、重み付係数Ｗｉによりそれぞれの寄与度が設定された演算により、複数のエリアのそれぞれの制御分担量、複数のエリアの発電機ごとの制御分担量のうち一方または両者を算出する。
Below, a calculation procedure corresponding to various system states of the power system 9 is described, in which the imbalance after netting is allocated to each generator according to merit order by weighting that combines the output change rate and merit order. The control
広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２は、以下の演算手順によりネッティング後のインバランスをメリットオーダーに従って各発電機に配分する。制御分担量算出部５２は、（式７）による重み付係数Ｗｉによりネッティング後のインバランスを各発電機に配分する。
（式７）は、重み付係数Ｗｉの一例である。
The control
Equation 7 is an example of the weighting coefficient Wi.
（式７）において、ＶＣｉは各ＬＦＣ発電機の価格の関数である。ＲｉはＬＦＣ発電機の出力変化速度である。重み付係数Ｗｉは、δ＝１の場合、価格のみにより決定され、δ＝０の場合、出力変化速度に比例して決定される。また、指数ｍによって価格差の重みを変えることができる。各ＬＦＣ発電機への調整量は、（式８）により算出される。
各ＬＦＣ発電機への調整量＝インバランス（ＡＲ）×Ｗｉ
・・・・・（式８）
現在出力（現在値）または計画出力（ＢＧ計画値）に加えてデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）が作成される。
In (Equation 7), VCi is a function of the price of each LFC generator. Ri is the output change rate of the LFC generator. The weighting coefficient Wi is determined only by the price when δ=1, and is determined in proportion to the output change rate when δ=0. The weight of the price difference can be changed by the index m. The adjustment amount to each LFC generator is calculated by (Equation 8).
Adjustment amount for each LFC generator = Imbalance (AR) x Wi
...(Formula 8)
In addition to the current output (current value) or the planned output (BG planned value), data h3 (LFC control output command) is created.
価格の関数ＶＣｉは、上げ指令時には価格が安いほど大きく、下げ指令時には価格が高いほど大きくなるように決定される。一例として、価格の関数ＶＣｉは、価格差をベースとした（式９）、（式１０）にかかる関数により表される。
（式９）（式１０）においてＮは使用するＬＦＣ発電機の台数、ＶＭＡＸは各ＬＦＣ発電機の現在値（現在出力）に対応する価格の最大値、ＶＭＩＮは価格の最小値である。（式９）（式１０）により、上げ指令時に価格が最小の発電機の重み付係数Ｗｉが最大になり、下げ指令時に価格が最大の発電機の重み付係数Ｗｉが最大になる。図１３に、上げ指令時、下げ指令時の価格差の例を示す。 In (Equation 9) and (Equation 10), N is the number of LFC generators to be used, VMAX is the maximum price corresponding to the current value (current output) of each LFC generator, and VMIN is the minimum price. According to (Equation 9) and (Equation 10), the weighting coefficient Wi of the generator with the lowest price becomes maximum when an increase command is issued, and the weighting coefficient Wi of the generator with the highest price becomes maximum when a decrease command is issued. Fig. 13 shows an example of the price difference when an increase command is issued and when a decrease command is issued.
図１４に、メリットオーダー方式にて用いられる調整コストの例を示す。図１４に示すように、調整コストは、発電機の出力に対して離散的に、階段状に設定される。また、調整コストは、出力に対して上げ調整（Ｖ１）価格、下げ調整（Ｖ２）価格の２つの価格が存在する。 Figure 14 shows an example of adjustment costs used in the merit order method. As shown in Figure 14, the adjustment costs are set discretely and in steps with respect to the generator's output. In addition, there are two adjustment costs with respect to output: an upward adjustment (V1) price and a downward adjustment (V2) price.
上記では、各エリアを統合した広域におけるインバランスに基づき、個々の発電機に対して、一括でＬＦＣ発電機への調整量を算出するものとしたが、第１実施形態と同様、各エリアに対する調整力を配分した後、個々の発電機に対する配分を行う２段階の演算によりＬＦＣ発電機への調整量を算出するものであってもよい。 In the above, the adjustment amount to the LFC generator is calculated for each generator at once based on the imbalance in a wide area integrating each area, but as in the first embodiment, the adjustment amount to the LFC generator may be calculated by a two-stage calculation in which the adjustment power to each area is first allocated, and then allocated to each generator.
本実施形態によれば、出力変化速度とメリットオーダーを組合わせた重み付係数Ｗｉにより、種々の系統状態に対応した柔軟な演算により、インバランスを各発電機に配分することができる。 According to this embodiment, the weighting coefficient Wi, which combines the output change rate and the merit order, allows for flexible calculations that correspond to various system conditions to allocate the imbalance to each generator.
［２－２．効果］
（１）本実施形態によれば、広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２は、エリアにおける制御性にかかる演算、および経済性にかかる演算の、それぞれの寄与度が設定された演算により、エリアのそれぞれの制御分担量、エリアの発電機９１ごとの制御分担量のうち少なくとも一方をデータｈ２（制御分担量）として算出するので、種々の系統状態に対応した制御性、経済性を含む柔軟な演算により、インバランスを各発電機９１に配分することができる。
[2-2. Effects]
(1) According to this embodiment, the control
（２）本実施形態によれば、広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２は、エリアにおける発電機９１の出力変化速度、およびコストメリットに基づく要求であるメリットオーダーの、それぞれの寄与度が設定された演算により、エリアのそれぞれの制御分担量、エリアのそれぞれの発電機９１ごとの制御分担量のうち少なくとも一方をデータｈ２（制御分担量）として算出するので、出力変化速度とメリットオーダーを組合わせた重み付け係数を用いた、種々の系統状態に対応した柔軟な演算により、インバランスを各発電機に配分することができる。
(2) According to this embodiment, the control
［３．第３実施形態］
［３－１．構成および作用］
第３実施形態にかかる広域需給調整システム１について説明する。第３実施形態にかかる広域需給調整システム１は、広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２による演算が、第１実施形態、第２実施形態にかかる広域需給調整システム１と相違する。第３実施形態にかかる広域需給調整システム１の構成は、第１実施形態、第２実施形態にかかる広域需給調整システム１の構成と同じである。
[3. Third embodiment]
[3-1. Configuration and Action]
A wide-area supply and
以下の説明において、第１実施形態、第２実施形態にかかる広域需給調整システム１と異なる動作について説明する。第１実施形態、第２実施形態にかかる広域需給調整システム１と同様の動作について、説明を省略する。
In the following explanation, operations that differ from those of the wide-area supply and
第１実施形態にかかる広域需給調整システム１は、各エリアの調整力に応じてインバランスをエリアごとの発電機９１に配分してエリア間の偏在化を抑制することにより、制御性を優先した配分を行うものとした。
The wide-area supply and
第２実施形態にかかる広域需給調整システム１は、発電機９１の出力変化速度とメリットオーダーの重み付けを行い、両者を組合わせインバランスをエリアごとの発電機９１に配分することにより、種々の系統状態に柔軟に対応することができる経済性と制御性を含めた配分を行うものとした。
The wide-area supply and
第３実施形態にかかる広域需給調整システム１は、第１実施形態にかかる各エリアの調整力に応じてインバランスをエリアごとの発電機９１に配分する制御性を優先した配分と、第２実施形態にかかる発電機９１の出力変化速度とメリットオーダーの重み付けを行い、両者を組合わせインバランスをエリアごとの発電機９１に配分する、経済性と制御性の両者を含めた演算を行う。
The wide-area supply and
第３実施形態にかかる広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２は、下記の第一の演算、第二の演算の寄与度が重み付けにより設定された演算により、エリアのそれぞれの制御分担量、エリアのそれぞれの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方をデータｈ２（制御分担量）として算出する。
The control
第一の演算は、エリアにおける発電機９１が発電することができる余力である調整力に基づき、現在供給されている電力と要求された電力との差分であるインバランスを分配して、エリアのそれぞれの制御分担量、エリアのそれぞれの発電機９１ごとの制御分担量のうち少なくとも一方をデータｈ２（制御分担量）として算出する演算である。 The first calculation is a calculation that distributes the imbalance, which is the difference between the currently supplied power and the requested power, based on the adjustment capacity, which is the surplus power that the generators 91 in the area can generate, and calculates at least one of the control share of each area and the control share of each generator 91 in the area as data h2 (control share).
第二の演算は、電力系統９における現在の電力品質を示すパラメータに基づき、エリアにおける制御性にかかる演算、経済性にかかる演算の、それぞれの寄与度が重み付けにより設定された演算により、エリアのそれぞれの制御分担量、エリアのそれぞれの発電機９１ごとの制御分担量のうち少なくとも一方をデータｈ２（制御分担量）として算出する演算である。 The second calculation is a calculation in which the contribution of each of the controllability calculations and the economy calculations in the area is weighted based on a parameter indicating the current power quality in the power system 9, and at least one of the control share of each area and the control share of each generator 91 in the area is calculated as data h2 (control share).
第３実施形態にかかる広域需給調整システム１の広域需給調整装置５は、以下の演算を行う。
The wide-area supply and
第３実施形態にかかる広域需給調整システム１の広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２は、経済性と制御性を両立させた以下の（ａ）（ｂ）２通りの演算を組合わせた配分を行う。
（ａ）第１実施形態と第２実施形態の重み付けによる調整力の配分
（ｂ）制御の仕上がり状況に応じた調整方法の切り替えによる調整力の配分
上記の（ａ）の演算において第１実施形態にかかる調整力の配分、第２実施形態にかかる調整力の配分は、制御分担量算出部５２により行われる。上記の（ｂ）の演算において制御性を優先した調整力の配分、経済性を優先した調整力の配分は、制御分担量算出部５２により行われる。
The control
(a) Allocation of adjustment capability by weighting of the first and second embodiments (b) Allocation of adjustment capability by switching adjustment methods according to the completion status of control In the calculation of (a) above, the allocation of adjustment capability according to the first embodiment and the allocation of adjustment capability according to the second embodiment are performed by the control
（ａ）による演算では、第１実施形態にかかる調整力の大きさに応じた配分と、第２実施形態にかかる出力変化速度とメリットオーダーを重み付けにより組合わせた配分を、（式１１）に示すように、さらに重み係数Ｙｉにより比率を決定し、調整力の配分を行う。
ここで、Ｘｉは第１実施形態にかかる広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２により算出された関数であり、Ｗｉは第２実施形態にかかる広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２により算出された関数である。γ＝１の場合、制御性を優先した配分となり、γ＝０の場合、経済性を優先した配分となる。各ＬＦＣ発電機への調整量は、（式１２）により算出される。
各ＬＦＣ発電機への調整量＝インバランス（ＡＲ）×Ｙｉ
・・・・・（式１２）
Here, Xi is a function calculated by the control
Adjustment amount for each LFC generator = Imbalance (AR) x Yi
...(Formula 12)
（ｂ）による演算では、時々刻々変化する系統周波数偏差（Δｆ）やインバランス（ＡＲ）の大きさ等の制御の仕上がり状況に応じて調整方法を切り替え調整力の配分を行う。 In the calculation according to (b), the adjustment method is switched according to the control completion status such as the system frequency deviation (Δf) and the magnitude of the imbalance (AR), which change from moment to moment, and the adjustment power is allocated.
一例として、仕上がり規定値が時々刻々変化する周波数の基準値との差分であるΔｆの瞬時値である場合について説明する。制御の仕上がり状況としての仕上がり規定値であるΔｆが±０．１Ｈｚを超えている場合、緊急時とみなし、制御分担量算出部５２は制御性を優先させた調整力の配分を行う。Δｆが±０．１Ｈｚ以下である場合、平常時とみなし、制御分担量算出部５２は、第１実施形態にかかる関数Ｘｉと第２実施形態にかかる関数Ｗｉを切替え経済性を優先させた調整力の配分を行う。
As an example, we will explain the case where the specified finish value is the instantaneous value of Δf, which is the difference from the reference value of the frequency that changes from moment to moment. When Δf, which is the specified finish value as the control finish status, exceeds ±0.1 Hz, it is considered to be an emergency, and the control
仕上がり規定値は、時々刻々変化する周波数の基準値との差分であるΔｆの瞬時値であってもよいし、インバランス（ＡＲ）の瞬時値であってもよい。もしくは、仕上がり規定値は、過去から現在に至る一定期間の周波数の基準値との差分であるΔｆまたはインバランス（ＡＲ）の平均値や標準偏差であってもよい。 The specified finish value may be the instantaneous value of Δf, which is the difference from the reference value of the frequency that changes from moment to moment, or the instantaneous value of the imbalance (AR). Alternatively, the specified finish value may be the average value or standard deviation of Δf, which is the difference from the reference value of the frequency over a certain period from the past to the present, or the imbalance (AR).
広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２は、各エリアの調整力に応じてインバランスをエリアごとの発電機９１に配分してエリア間の偏在化を抑制することにより、制御性を優先した配分を行う。
The control
広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２は、発電機９１の出力変化速度とメリットオーダーの重み付けを行い、両者を組合わせインバランスをエリアごとの発電機９１に、経済性と制御性を含めた配分を行う。
The control
Ｘｉは各エリアの調整力に応じた配分にかかる関数であり、Ｗｉは発電機９１の出力変化速度とメリットオーダーの重み付けによる配分にかかる関数である。 Xi is a function that affects the distribution according to the adjustment capacity of each area, and Wi is a function that affects the distribution based on the output change rate of the generator 91 and merit order weighting.
広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２は、関数Ｘｉ、関数Ｗｉをγにより重み付けし発電機９１に配分し調整量を算出する。または、広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２は、仕上がり規定値に基づき関数Ｘｉ、関数Ｗｉを切替え発電機９１に配分し調整量を算出する。広域需給調整装置５の各電源指令作成部５３は、算出した調整量をデータｈ３（ＬＦＣ制御出力指令）として各エリアの電力需給制御装置２のＬＦＣ制御出力指令受信部３３に送信する。
The control
本実施形態によれば、インバランスに対して、制御性と経済性を組合わせた調整力の配分、時々刻々の制御の仕上がり状況に応じた調整力の配分を行うので、種々の系統状態に柔軟に対応した調整力の配分を行うことができる。 According to this embodiment, the adjustment power is allocated to deal with imbalances by combining controllability and economy, and the adjustment power is allocated according to the moment-to-moment control completion status, so that the adjustment power can be allocated in a way that flexibly responds to various system conditions.
［３－２．効果］
（１）本実施形態によれば、広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２は、エリアにおける発電機９１が発電することができる余力である調整力に基づき、現在供給されている電力と要求された電力との差分であるインバランスを分配して、エリアのそれぞれの制御分担量、エリアのそれぞれの発電機９１ごとの制御分担量のうち少なくとも一方をデータｈ２（制御分担量）として算出する第一の演算と、電力系統９における現在の電力品質を示すパラメータに基づき、複数のエリアの調整力に応じてインバランスを複数のエリアに配分する制御性にかかる演算、およびインバランスをメリットオーダーに従って複数のエリアに配分する経済性にかかる演算の、それぞれの寄与度が設定された演算により、エリアのそれぞれの制御分担量、エリアのそれぞれの発電機９１ごとの制御分担量のうち少なくとも一方をデータｈ２（制御分担量）として算出する第二の演算の、それぞれの演算の寄与度が設定された演算により、エリアのそれぞれの制御分担量、エリアの発電機９１ごとの制御分担量のうち少なくとも一方をデータｈ２（制御分担量）として算出するので、インバランスに対して、制御性と経済性を組合わせた調整力の配分、時々刻々の制御の仕上がり状況に応じた調整力の配分により、種々の系統状態に柔軟に対応した調整力の配分を行うことができる。
[3-2. Effects]
(1) According to this embodiment, the control
［４．他の実施形態］
変形例を含めた実施形態を説明したが、これらの実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。これらの実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。以下は、その一例である。
4. Other embodiments
Although the embodiments including the modified examples have been described, these embodiments are presented as examples and are not intended to limit the scope of the invention. These embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, substitutions, and modifications can be made without departing from the gist of the invention. These embodiments and their modifications are included in the scope of the invention and its equivalents as well as in the scope and gist of the invention. The following is an example.
（１）上記実施形態では、リアルタイムＥＤＣ算出部２７によりデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）が算出され、目標値作成部２３に送信されるものとした。広域需給調整装置５により経済配分が行われる場合は、リアルタイムＥＤＣ算出部２７によりデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）が算出されないものとしてもよい。また、広域需給調整装置５により経済配分が行われる場合であっても、リアルタイムＥＤＣ算出部２７によエリア固有のデータｇ１（リアルタイムＥＤＣ値）が算出されるようにしてもよい。
(1) In the above embodiment, data g1 (real-time EDC value) is calculated by the real-time
（２）上記実施形態では、出力変化速度とメリットオーダーを組合わせた演算によりインバランスがエリアごとの発電機９１に配分された調整量は、広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２により算出されるものとした。しかしながら、出力変化速度とメリットオーダーを組合わせた演算によりインバランスがエリアごとの発電機９１に配分された調整量は、広域需給調整装置５の制御分担量算出部５２に代替して、または重複して電力需給制御装置２の目標値作成部２３により算出されるようにしてもよい。
(2) In the above embodiment, the adjustment amount in which the imbalance is allocated to the generators 91 for each area by a calculation combining the output change rate and the merit order is calculated by the control
（３）上記実施形態では、発電機９１は、火力、水力等の発電機であるものとした。しかしながら発電機９１は、これに限られない。発電機９１は、蓄電池やＤＲ等であってもよい。 (3) In the above embodiment, the generator 91 is a thermal, hydroelectric, or other generator. However, the generator 91 is not limited to this. The generator 91 may be a storage battery, a DR, or the like.
（４）上記実施形態における、自然エネルギー発電設備９２は、太陽光発電装置、風力発電装置、海流発電装置、地熱発電装置であってもよい。 (4) In the above embodiment, the natural energy power generation facility 92 may be a solar power generation device, a wind power generation device, an ocean current power generation device, or a geothermal power generation device.
（５）上記実施形態では、入力部２１は、受信回路としたがこれに限られない。入力部２１は、メモリポートやキーボードによる入力装置でもよい。 (5) In the above embodiment, the input unit 21 is a receiving circuit, but is not limited to this. The input unit 21 may be an input device such as a memory port or a keyboard.
１・・・広域需給調整システム
２・・・電力需給制御装置
２１，２１ａ，２１ｂ，２１ｎ・・・入力部
２２，２２ａ，２２ｂ，２２ｎ・・・出力部
２３，２３ａ，２３ｂ，２３ｎ・・・目標値作成部
２４・・・ＡＲ算出部
２５・・・ＡＲ平滑部
２６・・・ＡＲ配分部
２７・・・リアルタイムＥＤＣ算出部
３１・・・ＡＲ送信部
３２・・・情報送信部
３３・・・ＬＦＣ制御出力指令受信部
３４・・・切替部
５・・・広域需給調整装置
５１・・・ネッティング部
５２・・・制御分担量算出部
５３・・・各電源指令作成部
９１，９１ａ，９１ｂ，９１ｎ・・・発電機
９２，９２ａ，９２ｂ，９２ｎ・・・自然エネルギー発電設備
９３・・・検出装置
９７，９７ａ，９７ｂ，９７ｎ・・・信号線
９８，９８ａ，９８ｂ，９８ｎ・・・信号線
Reference Signs List 1: Wide-area supply and demand adjustment system 2: Power supply and
Claims (13)
前記ネッティング部により算出された複数の前記エリア全体の調整量の総量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する制御分担量算出部と、
前記制御分担量算出部により算出された複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方に基づき、複数の前記エリアのそれぞれに対する指令値を作成する各電源指令作成部と、
を有し、
前記制御分担量算出部は、前記エリアにおける発電機が発電することができる余力である調整力に基づき、現在供給されている電力と要求された電力との差分であるインバランスを分配して前記エリアのそれぞれの制御分担量、および前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する、広域需給調整装置。 a netting unit that calculates a total amount of adjustment for a plurality of areas based on the power (AR value) required for each of the plurality of areas to be controlled;
a control share calculation unit that distributes the total amount of adjustments for the entire plurality of areas calculated by the netting unit to each of the plurality of areas, and calculates at least one of a control share of each of the plurality of areas and a control share of each generator of the plurality of areas;
a power supply command creation unit that creates a command value for each of the plurality of areas based on at least one of the control share of each of the plurality of areas calculated by the control share calculation unit and the control share of each generator in the plurality of areas;
having
The control share calculation unit is a wide-area supply and demand adjustment device that distributes an imbalance, which is the difference between the currently supplied power and the requested power, based on adjustment capacity, which is the surplus power that can be generated by generators in the area, and calculates at least one of the control share for each area and the control share for each generator in the area.
前記ネッティング部により算出された複数の前記エリア全体の調整量の総量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する制御分担量算出部と、
前記制御分担量算出部により算出された複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方に基づき、複数の前記エリアのそれぞれに対する指令値を作成する各電源指令作成部と、
を有し、
前記制御分担量算出部は、複数の前記エリアの調整力に応じてインバランスを複数の前記エリアに配分する制御性にかかる演算、およびインバランスをメリットオーダーに従って複数の前記エリアに配分する経済性にかかる演算の、それぞれの寄与度が設定された演算により、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する、広域需給調整装置。 a netting unit that calculates a total amount of adjustment for a plurality of areas based on the power (AR value) required for each of the plurality of areas to be controlled;
a control share calculation unit that distributes the total amount of adjustments for the entire plurality of areas calculated by the netting unit to each of the plurality of areas, and calculates at least one of a control share of each of the plurality of areas and a control share of each generator of the plurality of areas;
a power supply command creation unit that creates a command value for each of the plurality of areas based on at least one of the control share of each of the plurality of areas calculated by the control share calculation unit and the control share of each generator in the plurality of areas;
having
The control share calculation unit calculates at least one of the control share of each of the plurality of areas and the control share of each generator in the plurality of areas by a calculation related to controllability, which allocates the imbalance to the plurality of areas in accordance with the adjustment capacity of the plurality of areas, and a calculation related to economy, which allocates the imbalance to the plurality of areas according to a merit order, in which the contribution levels of each are set.
前記ネッティング部により算出された複数の前記エリア全体の調整量の総量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する制御分担量算出部と、
前記制御分担量算出部により算出された複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方に基づき、複数の前記エリアのそれぞれに対する指令値を作成する各電源指令作成部と、
を有し、
前記制御分担量算出部は、前記エリアにおける前記発電機の出力変化速度、およびコストメリットに基づく要求であるメリットオーダーの、それぞれの寄与度が設定された演算により、前記エリアのそれぞれの制御分担量、前記エリアのそれぞれの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する、広域需給調整装置。 a netting unit that calculates a total amount of adjustment for a plurality of areas based on the power (AR value) required for each of the plurality of areas to be controlled;
a control share calculation unit that distributes the total amount of adjustments for the entire plurality of areas calculated by the netting unit to each of the plurality of areas, and calculates at least one of a control share of each of the plurality of areas and a control share of each generator of the plurality of areas;
a power supply command creation unit that creates a command value for each of the plurality of areas based on at least one of the control share of each of the plurality of areas calculated by the control share calculation unit and the control share of each generator in the plurality of areas;
having
The control share calculation unit calculates at least one of the control share for each of the areas and the control share for each of the generators in the area by calculation in which the contribution rates of the output change rate of the generators in the area and the merit order, which is a requirement based on cost merit, are set. This is a wide-area supply and demand adjustment device.
前記ネッティング部により算出された複数の前記エリア全体の調整量の総量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する制御分担量算出部と、
前記制御分担量算出部により算出された複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方に基づき、複数の前記エリアのそれぞれに対する指令値を作成する各電源指令作成部と、
を有し、
前記制御分担量算出部は、
前記エリアにおける前記発電機が発電することができる余力である調整力に基づき、現在供給されている電力と要求された電力との差分であるインバランスを分配して、前記エリアのそれぞれの制御分担量、前記エリアのそれぞれの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する第一の演算と、
電力系統における現在の電力品質を示すパラメータに基づき、複数の前記エリアの調整力に応じてインバランスを複数の前記エリアに配分する制御性にかかる演算、およびインバランスをメリットオーダーに従って複数の前記エリアに配分する経済性にかかる演算の、それぞれの寄与度が設定された演算により、前記エリアのそれぞれの制御分担量、前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する第二の演算の、
それぞれの演算の寄与度が設定された演算により、前記エリアのそれぞれの制御分担量、前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する、広域需給調整装置。 a netting unit that calculates a total amount of adjustment for a plurality of areas based on the power (AR value) required for each of the plurality of areas to be controlled;
a control share calculation unit that distributes the total amount of adjustments for the entire plurality of areas calculated by the netting unit to each of the plurality of areas, and calculates at least one of a control share of each of the plurality of areas and a control share of each generator of the plurality of areas;
a power supply command creation unit that creates a command value for each of the plurality of areas based on at least one of the control share of each of the plurality of areas calculated by the control share calculation unit and the control share of each generator in the plurality of areas;
having
The control allocation calculation unit
a first calculation for distributing an imbalance, which is a difference between currently supplied power and requested power, based on an adjustment capability, which is a surplus power that the power generators in the area can generate, to calculate at least one of a control allocation amount for each of the areas and a control allocation amount for each of the power generators in the area;
a second calculation for calculating at least one of a control allocation amount for each of the areas and a control allocation amount for each generator in the area by a calculation in which the contribution degree of each of a controllability calculation for allocating the imbalance to a plurality of the areas in accordance with the adjustment capabilities of the plurality of the areas based on a parameter indicating the current power quality in the power system and an economy calculation for allocating the imbalance to the plurality of the areas in accordance with a merit order is set;
A wide-area supply and demand adjusting device that calculates at least one of the control share of each of the areas and the control share of each generator in the area by calculations in which the contribution degree of each calculation is set.
前記ネッティング部により算出された複数の前記エリア全体の調整量の総量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する制御分担量算出部と、a control share calculation unit that distributes the total amount of adjustments for the entire plurality of areas calculated by the netting unit to each of the plurality of areas, and calculates at least one of a control share of each of the plurality of areas and a control share of each generator of the plurality of areas;
を有し、having
前記制御分担量算出部は、前記エリアにおける発電機が発電することができる余力である調整力に基づき、現在供給されている電力と要求された電力との差分であるインバランスを分配して前記エリアのそれぞれの制御分担量、および前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する、広域需給調整装置。The control share calculation unit is a wide-area supply and demand adjustment device that distributes an imbalance, which is the difference between the currently supplied power and the requested power, based on adjustment capacity, which is the surplus power that can be generated by generators in the area, and calculates at least one of the control share for each area and the control share for each generator in the area.
前記ネッティング部により算出された複数の前記エリア全体の調整量の総量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する制御分担量算出部と、a control share calculation unit that distributes the total amount of adjustments for the entire plurality of areas calculated by the netting unit to each of the plurality of areas, and calculates at least one of a control share of each of the plurality of areas and a control share of each generator of the plurality of areas;
を有し、having
前記制御分担量算出部は、複数の前記エリアの調整力に応じてインバランスを複数の前記エリアに配分する制御性にかかる演算、およびインバランスをメリットオーダーに従って複数の前記エリアに配分する経済性にかかる演算の、それぞれの寄与度が設定された演算により、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する、広域需給調整装置。The control share calculation unit calculates at least one of the control share of each of the plurality of areas and the control share of each generator in the plurality of areas by a calculation related to controllability, which allocates the imbalance to the plurality of areas in accordance with the adjustment capacity of the plurality of areas, and a calculation related to economy, which allocates the imbalance to the plurality of areas according to a merit order, in which the contribution levels of each are set.
前記ネッティング部により算出された複数の前記エリア全体の調整量の総量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する制御分担量算出部と、a control share calculation unit that distributes the total amount of adjustments for the entire plurality of areas calculated by the netting unit to each of the plurality of areas, and calculates at least one of a control share of each of the plurality of areas and a control share of each generator of the plurality of areas;
を有し、having
前記制御分担量算出部は、前記エリアにおける前記発電機の出力変化速度、およびコストメリットに基づく要求であるメリットオーダーの、それぞれの寄与度が設定された演算により、前記エリアのそれぞれの制御分担量、前記エリアのそれぞれの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する、広域需給調整装置。The control share calculation unit calculates at least one of the control share for each of the areas and the control share for each of the generators in the area by calculation in which the contribution rates of the output change rate of the generators in the area and the merit order, which is a requirement based on cost merit, are set. This is a wide-area supply and demand adjustment device.
前記ネッティング部により算出された複数の前記エリア全体の調整量の総量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する制御分担量算出部と、a control share calculation unit that distributes the total amount of adjustments for the entire plurality of areas calculated by the netting unit to each of the plurality of areas, and calculates at least one of a control share of each of the plurality of areas and a control share of each generator of the plurality of areas;
を有し、having
前記制御分担量算出部は、The control allocation amount calculation unit
前記エリアにおける前記発電機が発電することができる余力である調整力に基づき、現在供給されている電力と要求された電力との差分であるインバランスを分配して、前記エリアのそれぞれの制御分担量、前記エリアのそれぞれの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する第一の演算と、a first calculation for distributing an imbalance, which is a difference between currently supplied power and requested power, based on an adjustment capability, which is a surplus power that the power generators in the area can generate, to calculate at least one of a control allocation amount for each of the areas and a control allocation amount for each of the power generators in the area;
電力系統における現在の電力品質を示すパラメータに基づき、複数の前記エリアの調整力に応じてインバランスを複数の前記エリアに配分する制御性にかかる演算、およびインバランスをメリットオーダーに従って複数の前記エリアに配分する経済性にかかる演算の、それぞれの寄与度が設定された演算により、前記エリアのそれぞれの制御分担量、前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する第二の演算の、a second calculation for calculating at least one of a control allocation amount for each of the areas and a control allocation amount for each generator in the area by a calculation in which the contribution degree of each of a controllability calculation for allocating the imbalance to a plurality of the areas in accordance with the adjustment capabilities of the plurality of the areas based on a parameter indicating the current power quality in the power system and an economy calculation for allocating the imbalance to the plurality of the areas in accordance with a merit order is set;
それぞれの演算の寄与度が設定された演算により、前記エリアのそれぞれの制御分担量、前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する、広域需給調整装置。A wide-area supply and demand adjusting device that calculates at least one of the control share of each of the areas and the control share of each generator in the area by calculations in which the contribution degree of each calculation is set.
前記ネッティング部により算出された複数の前記エリア全体の調整量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する制御分担量算出部と、
前記制御分担量算出部により算出された複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方に基づき、前記エリアのそれぞれに対する指令値を作成する各電源指令作成部と、
を有する広域需給調整装置と、
前記各電源指令作成部により作成された前記指令値に基づき、制御の対象となる前記発電機に対する発電目標値を作成する目標値作成部を有し、前記発電機に対し発電目標値を発電設備に送信する、
複数の電力需給制御装置と、
を有し、
前記電力需給制御装置は、
制御の対象となる前記発電機により構成されたエリアに要求された要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出部と、
前記ＡＲ算出部により算出された要求電力（ＡＲ値）に基づき、発電設備ごとの配分値を算出するＡＲ配分部と、
前記ＡＲ配分部により算出された前記配分値と、各電源指令作成部により作成された前記指令値と、を切替えて前記目標値作成部に送信する切替部と、を有し、
前記目標値作成部は、前記切替部から前記配分値が出力された場合、前記各電源指令作成部により作成された前記指令値に代替して前記配分値に基づき、制御の対象となる前記発電機に対する発電目標値を作成する、広域需給調整システム。 a netting unit that calculates an adjustment amount for all of a plurality of areas to be controlled based on the power (AR value) required for each of the plurality of areas;
a control share calculation unit that distributes the adjustment amount for the entirety of the plurality of areas calculated by the netting unit to each of the plurality of areas, and calculates at least one of a control share amount for each of the plurality of areas and a control share amount for each generator in the plurality of areas;
each power supply command creation unit that creates a command value for each of the areas based on at least one of the control share of each of the areas calculated by the control share calculation unit and the control share of each generator in the plurality of areas;
A wide-area supply and demand adjustment device having the
a target value creation unit that creates a power generation target value for the generator to be controlled based on the command value created by each of the power supply command creation units, and transmits the power generation target value to a power generation facility for the generator;
A plurality of power supply and demand control devices;
having
The power supply and demand control device comprises:
an AR calculation unit that calculates a required power (AR value) required for an area constituted by the generator to be controlled;
an AR allocation unit that calculates an allocation value for each power generation facility based on the required power (AR value) calculated by the AR calculation unit;
a switching unit that switches between the allocation value calculated by the AR allocation unit and the command value created by each power command creation unit and transmits the selected command value to the target value creation unit,
When the allocation value is output from the switching unit, the target value creation unit creates a power generation target value for the generator to be controlled based on the allocation value, instead of the command value created by each power supply command creation unit .
制御対象となる複数のエリアのそれぞれに要求された電力（ＡＲ値）に基づき、複数の前記エリア全体の調整量を算出させるネッティングステップと、
前記ネッティングステップにより算出された複数の前記エリア全体の調整量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出させる制御分担量算出ステップと、
前記制御分担量算出ステップにより算出された複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方に基づき、複数の前記エリアのそれぞれに対する指令値を作成させる各電源指令作成ステップと、
を実行させ、
前記制御分担量算出ステップでは、前記エリアにおける発電機が発電することができる余力である調整力に基づき、現在供給されている電力と要求された電力との差分であるインバランスを分配して前記エリアのそれぞれの制御分担量、および前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出することをコンピュータに実行させる、広域需給調整装置用コンピュータプログラム。 On the computer,
a netting step of calculating an adjustment amount for all of a plurality of areas based on the power (AR value) required for each of the plurality of areas to be controlled;
a control share calculation step of distributing the adjustment amounts of the entirety of the plurality of areas calculated by the netting step to each of the plurality of areas, and calculating at least one of a control share amount of each of the plurality of areas and a control share amount for each of the plurality of areas;
a power supply command creating step of creating a command value for each of the plurality of areas based on at least one of the control share of each of the plurality of areas calculated in the control share calculating step and the control share of each generator in the plurality of areas;
Run the command ,
The computer program for a wide-area supply and demand adjustment device causes a computer to execute the following in the control share calculation step: distribute the imbalance, which is the difference between the currently supplied power and the requested power, based on the adjustment capacity, which is the surplus power that can be generated by generators in the area, to calculate at least one of the control share for each of the areas and the control share for each generator in the area .
制御対象となる複数のエリアのそれぞれに要求された電力（ＡＲ値）に基づき、複数の前記エリア全体の調整量を算出させるネッティングステップと、a netting step of calculating an adjustment amount for all of a plurality of areas based on the power (AR value) required for each of the plurality of areas to be controlled;
前記ネッティングステップにより算出された複数の前記エリア全体の調整量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出させる制御分担量算出ステップと、a control share calculation step of distributing the adjustment amounts of the entirety of the plurality of areas calculated by the netting step to each of the plurality of areas, and calculating at least one of a control share amount of each of the plurality of areas and a control share amount for each of the plurality of areas;
を実行させ、Run the command,
前記制御分担量算出ステップでは、前記エリアにおける発電機が発電することができる余力である調整力に基づき、現在供給されている電力と要求された電力との差分であるインバランスを分配して前記エリアのそれぞれの制御分担量、および前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出することをコンピュータに実行させる、広域需給調整装置用コンピュータプログラム。The computer program for a wide-area supply and demand adjustment device causes a computer to execute the following in the control share calculation step: distribute the imbalance, which is the difference between the currently supplied power and the requested power, based on the adjustment capacity, which is the surplus power that can be generated by generators in the area, to calculate at least one of the control share for each of the areas and the control share for each generator in the area.
前記ネッティング手順により算出された複数の前記エリア全体の調整量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する制御分担量算出手順と、
前記制御分担量算出手順により算出された複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方に基づき、複数の前記エリアのそれぞれに対する指令値を作成する各電源指令作成手順と、
を有し、
前記制御分担量算出手順では、前記エリアにおける発電機が発電することができる余力である調整力に基づき、現在供給されている電力と要求された電力との差分であるインバランスを分配して前記エリアのそれぞれの制御分担量、および前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する、広域需給調整方法。 a netting step for calculating an adjustment amount for all of a plurality of areas to be controlled based on the power (AR value) required for each of the plurality of areas;
a control share calculation step of distributing the adjustment amount for the entire plurality of areas calculated by the netting step to each of the plurality of areas to calculate at least one of a control share amount for each of the plurality of areas and a control share amount for each generator in the plurality of areas;
a power supply command creation step of creating a command value for each of the plurality of areas based on at least one of the control burden amounts for each of the plurality of areas calculated by the control burden calculation step and the control burden amounts for each generator in the plurality of areas;
having
The control share calculation step is a wide-area supply and demand adjustment method in which an imbalance, which is the difference between the currently supplied power and the requested power, is distributed based on adjustment capacity, which is the surplus power that can be generated by generators in the area, to calculate at least one of the control share for each of the areas and the control share for each generator in the area.
前記ネッティング手順により算出された複数の前記エリア全体の調整量を、複数の前記エリアのそれぞれに分配して、複数の前記エリアのそれぞれの制御分担量、複数の前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する制御分担量算出手順と、a control share calculation step of distributing the adjustment amount for the entire plurality of areas calculated by the netting step to each of the plurality of areas to calculate at least one of a control share amount for each of the plurality of areas and a control share amount for each generator in the plurality of areas;
を有し、having
前記制御分担量算出手順では、前記エリアにおける発電機が発電することができる余力である調整力に基づき、現在供給されている電力と要求された電力との差分であるインバランスを分配して前記エリアのそれぞれの制御分担量、および前記エリアの発電機ごとの制御分担量のうち少なくとも一方を算出する、広域需給調整方法。The control share calculation step is a wide-area supply and demand adjustment method in which an imbalance, which is the difference between the currently supplied power and the requested power, is distributed based on adjustment capacity, which is the surplus power that can be generated by generators in the area, to calculate at least one of the control share for each of the areas and the control share for each generator in the area.
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