需要地系統と協調した基幹系統の運用
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(2) 環境・エネルギー利用技術 環境・エネルギー利用技術 環境・エネルギー利用技術 環境・エネルギー利用技術 環境・エネルギー利用技術 環境・エネルギー利用技術. 電需 力要 需要 電力 電力需要. 考察対象 考察対象 考察対象 時間帯 時間帯 考察対象 時間帯 考察対象 ごとに反復 ごとに反復 時間帯 ごとに反復 時間帯 ごとに反復 ごとに反復. 11 1 1. 1. Start Start Start Start Start 前日の需給計画模擬 前日の需給計画模擬 前日の需給計画模擬 前日の需給計画模擬 前日の需給計画模擬 ・所与の需要カーブに基づきスケジューリング ・所与の需要カーブに基づきスケジューリング ・所与の需要カーブに基づきスケジューリング. Start Start Start Start Start 着目時間帯の計算 着目時間帯の計算 着目時間帯の計算 着目時間帯の計算 着目時間帯の計算 ・供給支障量（供給力不足量）， ・供給支障量（供給力不足量）， ・供給支障量（供給力不足量），. ・起動・停止パターンの決定 ・起動・停止パターンの決定 ・所与の需要カーブに基づきスケジューリング ・起動・停止パターンの決定 ・所与の需要カーブに基づきスケジューリング ・PV出力は予測としての想定値 ・PV出力は予測としての想定値 ・起動・停止パターンの決定 ・PV出力は予測としての想定値 ・起動・停止パターンの決定 （気象予報に基づく想定カーブ，など） （気象予報に基づく想定カーブ，など） ・PV出力は予測としての想定値 （気象予報に基づく想定カーブ，など） ・PV出力は予測としての想定値 ・所与の運転予備率を考慮 ・所与の運転予備率を考慮 （気象予報に基づく想定カーブ，など） ・所与の運転予備率を考慮 （気象予報に基づく想定カーブ，など） ・所与の運転予備率を考慮 ・所与の運転予備率を考慮. 余剰量の期待値の評価 余剰量の期待値の評価 ・供給支障量（供給力不足量）， 余剰量の期待値の評価 ・供給支障量（供給力不足量）， ・以下を確率的に考慮 ・以下を確率的に考慮 余剰量の期待値の評価 ・以下を確率的に考慮 余剰量の期待値の評価 PV出力 ¾PV出力 ・以下を確率的に考慮 ¾PV出力 ・以下を確率的に考慮 出水変動 ¾出水変動 ¾PV出力 ¾出水変動 PV出力 需要変動 ¾需要変動 n時間分 n時間分 ¾出水変動 ¾需要変動 出水変動 n時間分 電源の計画外停止 ¾電源の計画外停止 ¾需要変動 ¾電源の計画外停止 n時間分 需要変動 24 12 n時間分 2424 1212 ¾電源の計画外停止 電源の計画外停止 24 24 12 12. 当日の需給運用模擬 当日の需給運用模擬 当日の需給運用模擬 当日の需給運用模擬 当日の需給運用模擬 ・PV出力は時系列の変動データ（実績に基づく，など） ・PV出力は時系列の変動データ（実績に基づく，など）. ・PV出力は時系列の変動データ（実績に基づく，など） ・各時間断面で，各ユニットの出力の制約の範囲内で ・各時間断面で，各ユニットの出力の制約の範囲内で ・PV出力は時系列の変動データ（実績に基づく，など） ・各時間断面で，各ユニットの出力の制約の範囲内で ・PV出力は時系列の変動データ（実績に基づく，など） 再配分（起動・停止パターンは変更しない） 再配分（起動・停止パターンは変更しない） ・各時間断面で，各ユニットの出力の制約の範囲内で 再配分（起動・停止パターンは変更しない） ・各時間断面で，各ユニットの出力の制約の範囲内で 再配分（起動・停止パターンは変更しない） 再配分（起動・停止パターンは変更しない）. 全時間帯終了？ 全時間帯終了？. 次の時間帯へ 全時間帯終了？ 次の時間帯へ 次の時間帯へ 全時間帯終了？ 全時間帯終了？ 次の時間帯へ 計算結果： 計算結果： 次の時間帯へ 計算結果： •所与の供給予備率に対する， •所与の供給予備率に対する， 計算結果： •所与の供給予備率に対する， EndEnd 計算結果： End 考察月（考察時間帯全体）および 考察月（考察時間帯全体）および •所与の供給予備率に対する， 考察月（考察時間帯全体）および •所与の供給予備率に対する， End End 各考察時間帯での 各考察時間帯での 考察月（考察時間帯全体）および 各考察時間帯での 考察月（考察時間帯全体）および 供給力不足量の期待値 ¾ 供給力不足量の期待値 各考察時間帯での ¾ 供給力不足量の期待値 各考察時間帯での 余剰量の期待値 余剰量の期待値 ¾ 供給力不足量の期待値 ¾¾供給力不足量の期待値 余剰量の期待値 ¾ 余剰量の期待値 余剰量の期待値. 図 1 開発した需給信頼度評価ツールの概要 1 開発した需給信頼度評価ツールの概要 図11図開発した需給信頼度評価ツールの概要 開発した需給信頼度評価ツールの概要 図 開発した需給信頼度評価ツールの概要 図図 1 1開発した需給信頼度評価ツールの概要 調整電源の稼働中利用率 調整電源の稼働中利用率 調整電源の稼働中利用率 前日に確保が必要となる予備率 調整電源の稼働中利用率 前日に確保が必要となる予備率 前日に確保が必要となる予備率 調整電源の稼働中利用率 前日に確保が必要となる予備率 前日に確保が必要となる予備率. End End End End End. 図 2 開発した需給運用シミュレーションツールの 2 開発した需給運用シミュレーションツールの概要 図2図 2 開発した需給運用シミュレーションツールの概要 開発した需給運用シミュレーションツールの概要 概要 図 図 2 開発した需給運用シミュレーションツールの概要 図 2 開発した需給運用シミュレーションツールの概要. 16% 16% 16% 16%16% 14% 14% 14% 14% 14% 12% 12% 12% 12% 12% 10% 10%10% 10% 10% 8% 8% 8%8% 6% 8% 6% 6%6% 4% 6% 4% 4%4% 2% 2% 4% 2%2% 0% 0% 2% 0% 0% 0%. ＜試算条件＞ ＜試算条件＞ ＜試算条件＞ ・PV導入量 全国大で50GW ＜試算条件＞ ＜試算条件＞ ・PV導入量 全国大で50GW ・PV導入量 全国大で50GW ・PV導入量 全国大で50GW ・中間期（5月）の休日 ・PV導入量 全国大で50GW ・中間期（5月）の休日 ・中間期（5月）の休日 ・中間期（5月）の休日 ・当日に最低3%の予備率を確保 ・中間期（5月）の休日 ・当日に最低3%の予備率を確保 ・当日に最低3%の予備率を確保 ・当日に最低3%の予備率を確保 ・調整電源はすべて火力発電機 ・当日に最低3%の予備率を確保 ・調整電源はすべて火力発電機 ・調整電源はすべて火力発電機 ・調整電源はすべて火力発電機 ・調整電源はすべて火力発電機. 予備率[%] 予備率[%] 予備率[%] 予備率[%] 予備率[%]. 電源の利用率 電源の利用率 （PVなしの場合を1.0として正規化） 電源の利用率 電源の利用率 電源の利用率 （PVなしの場合を1.0として正規化） （PVなしの場合を1.0として正規化） （PVなしの場合を1.0として正規化） （PVなしの場合を1.0として正規化）. 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.95 0.95 0.95 0.95 0.950.94 0.94 0.94 0.94 0.940.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.92 0.92 0.92 0.92 0.91 0.92 0.91 0.91 0.91 0.90 0.91 0.90 0.90 0.89 0.89 0.90 0.89 0.88 0.88 0.89 0.88 0.88 0.88. 計算結果： 計算結果： 計算結果： ・所与の運転予備率，PV出力の下 ・所与の運転予備率，PV出力の下 計算結果： ・所与の運転予備率，PV出力の下 計算結果： での での ・所与の運転予備率，PV出力の下 での ・所与の運転予備率，PV出力の下 需給アンバランス（不足，余 需給アンバランス（不足，余 での ¾¾需給アンバランス（不足，余 での 剰）の有無 剰）の有無 ¾ 需給アンバランス（不足，余 剰）の有無 需給アンバランス（不足，余 需給アンバランス量，仕上が 需給アンバランス量，仕上が 剰）の有無 ¾¾需給アンバランス量，仕上が 剰）の有無 りの運転予備率の時間的推移 りの運転予備率の時間的推移 ¾ 需給アンバランス量，仕上が りの運転予備率の時間的推移 需給アンバランス量，仕上が りの運転予備率の時間的推移 りの運転予備率の時間的推移. PV出力予測誤差の改善により PV出力予測誤差の改善により PV出力予測誤差の改善により PV出力予測誤差の改善により ①前日に確保が必要な予備率 PV出力予測誤差の改善により ①前日に確保が必要な予備率 ①前日に確保が必要な予備率 ①前日に確保が必要な予備率 を低減できる ①前日に確保が必要な予備率 を低減できる を低減できる を低減できる ②調整電源の稼働中利用率を を低減できる ②調整電源の稼働中利用率を ②調整電源の稼働中利用率を ②調整電源の稼働中利用率を 改善できる ②調整電源の稼働中利用率を 改善できる 改善できる 改善できる 改善できる. 29% 14% 8% 29% 14% 8% 29% 14% 8% PV出力の前日想定誤差の最大 29% 14% 8% PV出力の前日想定誤差の最大 PV出力の前日想定誤差の最大 図 3 需給運用シミュレーションツールを用いた PV 出力予測誤差改善効果の評価例. 14% 8% 図3329% 需給運用シミュレーションツールを用いた PV 出力予測誤差改善効果の評価例 PV出力の前日想定誤差の最大 図 需給運用シミュレーションツールを用いた PV 図 3 需給運用シミュレーションツールを用いた PV出力予測誤差改善効果の評価例 出力予測誤差改善効果の評価例 3PV出力の前日想定誤差の最大 需給運用シミュレーションツールを用いた 出力予測誤差改善効果の評価例 図 3図需給運用シミュレーションツールを用いた PV PV 出力予測誤差改善効果の評価例. 指令値. 風力発電. -2. -2 1010 10-2 ガバナフリー制御による効果 -2 PVなし 10 ガバナフリー制御による効果 PVなし PVなし -2 PVあり 10 PVなし PVあり PVあり PVあり＋出力変動抑制 PVなし PVあり PVあり＋出力変動抑制 PVあり＋出力変動抑制 PVあり＋ガバナフリー -3 PVあり PVあり＋出力変動抑制 PVあり＋ガバナフリー -3 10 PVあり＋ガバナフリー 10 10-3 PVあり＋出力変動抑制 PVあり＋ガバナフリー -3 10. 周波数変動パワースペクトルfS (Hz2)2 周波数変動パワースペクトルfS (Hz ) 周波数変動パワースペクトルfS (Hz2). 需給制御システム 発電機・系統模擬 需給制御システム 発電機・系統模擬 需給制御システム 発電機・系統模擬 需給制御システム 発電機・系統模擬 LFC：負荷周波数制御 LFC：負荷周波数制御 需給制御システム 発電機・系統模擬 LFC：負荷周波数制御 総需要 EDC：経済負荷配分制御 EDC 総需要 総需要 EDC：経済負荷配分制御 LFC：負荷周波数制御 EDC：経済負荷配分制御 EDC 指令値 EDC 総需要 EDC：経済負荷配分制御 指令値 発電機出力 LFC：負荷周波数制御 EDC 指令値 ディーゼル1 発電機出力 発電機出力 総需要ディーゼル1 EDC：経済負荷配分制御 ディーゼル1 指令値 EDC 発電機出力 ディーゼル1 指令値 ディーゼルn 発電機出力 ディーゼルn 協調分 Δf ディーゼル1 ディーゼルn 協調分 協調分 Δf EDC機能 Δf － EDC機能EDC機能 ディーゼルn － ガスタービン1 （未実装） 協調分 1 － Δf ガスタービン1 Σ （未実装） 1 ガスタービン1 ディーゼルn EDC機能 （未実装） 1 Σ － 協調分 Σ Ms Δf ＋ ガスタービン1 Ms 1 Ms （未実装） EDC機能 ＋ － ＋ Σ ガスタービンn ガスタービンn ガスタービン1 （未実装） ガスタービンn Ms ＋ M: 1 系統の Σ M: 系統の ガスタービンn Ms M: 系統の 慣性定数 ＋ 蓄電池 慣性定数 M: 系統の 蓄電池 蓄電池 慣性定数 ガスタービンn 慣性定数 M: 系統の Δ ｆ：周波数偏差 蓄電池 Δ ｆ：周波数偏差 Δ ｆ：周波数偏差 PV 慣性定数 蓄電池 PV PV Δ ｆ：周波数偏差 LFC機能 LFC LFC機能LFC機能 LFC 風力発電 PV Δ ｆ：周波数偏差 指令値 LFC 風力発電 風力発電 指令値 PV LFC機能 LFC 指令値 風力発電 LFC機能 LFC指令値. PVあり＋ガバナフリー. -3. 10. -4. -4 1010 -4 -4 10 10. -4. 10. -5. -5 1010 -5 -5 10 10. -5. 10. -6. -6 1010 0 0 -6 -6 1010 10 100 0 10 10. 出力変動抑制 制御による効果 出力変動抑制 制御による効果 1. 2. 1 2 1010 1010 1 2 (秒)2 変動周期 10 101 変動周期 10(秒) 10 変動周期 (秒) 1 2. 3. 3 1010 3 10 103. 4. 4 1010 4 10. 4 10 (ａ) 需給制御シミュレーションツール 需給制御シミュレーションツール -6 (ａ) 10 0 3 4 (ａ) 需給制御シミュレーションツール (ａ) 需給制御シミュレーションツール (ｂ) 蓄電池の制御による周波数変動抑制効果の評価例 蓄電池の制御による周波数変動抑制効果の評価例 10蓄電池の制御による周波数変動抑制効果の評価例 10 10 10 10 離島の主要な電源であるディーゼル・ガスタービン発電 (ｂ) (ｂ) 離島の主要な電源であるディーゼル・ガスタービン発電 （a）需給制御シミュレーションツール （b）蓄電池の制御による周波数変動抑制効果の評価例 離島の主要な電源であるディーゼル・ガスタービン発電 (ａ) 需給制御シミュレーションツール (ｂ) 蓄電池の制御による周波数変動抑制効果の評価例 離島の主要な電源であるディーゼル・ガスタービン発電 機に PV や風力発電，蓄電池のモデルを含む汎用的な 各種の制御により，どの周波数領域でどのような効果が (ｂ) 各種の制御により，どの周波数領域でどのような効果が 蓄電池の制御による周波数変動抑制効果の評価例 機に PV や風力発電，蓄電池のモデルを含む汎用的な 各種の制御により，どの周波数領域でどのような効果が 離島の主要な電源であるディーゼル・ガスタービン発電 機に や風力発電，蓄電池のモデルを含む汎用的な得られるか評価することができる。 離島の主要な電源であるディーゼル・ガスタービン 各種の制御により、どの周波数領域でどのような効 機に PVPV や風力発電，蓄電池のモデルを含む汎用的な 各種の制御により，どの周波数領域でどのような効果が ツールとした。 ツールとした。 各種の制御により，どの周波数領域でどのような効果が 得られるか評価することができる。 得られるか評価することができる。 機に PV や風力発電，蓄電池のモデルを含む汎用的な ツールとした。 ツールとした。 発電機に PV や風力発電、蓄電池のモデルを含む汎 果が得られるか評価することができる。 得られるか評価することができる。 得られるか評価することができる。 図44 離島独立系統のための需給制御シミュレーションツールの概要 離島独立系統のための需給制御シミュレーションツールの概要 図 ツールとした。 用的なツールとした。 図 図 離島独立系統のための需給制御シミュレーションツールの概要 4 4離島独立系統のための需給制御シミュレーションツールの概要 図 図4 離島独立系統のための需給制御シミュレーションツールの概要 4 離島独立系統のための需給制御シミュレーションツールの概要. 22 2 22. 75.
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