JP2004056996A

JP2004056996A - Local electric power intelligence supervisory system and its operation method

Info

Publication number: JP2004056996A
Application number: JP2003154859A
Authority: JP
Inventors: Yasunori Ono; 大野　康則; Tomoyuki Uchiyama; 内山　倫行; Shinichi Kondo; 近藤　真一; Yasunobu Fujita; 藤田　康信; Naoteru Kawamura; 川村　直輝
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2002-05-31
Filing date: 2003-05-30
Publication date: 2004-02-19

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To suppress generation of congestion of a tidal current in a local transmission/distribution system of electric power. <P>SOLUTION: While system information relating to a tidal current and voltage of a local power transmission/ distribution system 10 is collected through a communication line 20, customer information relating to power consumption of each customer 3a and 3b and a quantity of power generation of the customer 3b is collected, based on the collected information, a local power information center 5 generates a first control set value for adjusting an output of a local power transmission/distribution system voltage regulator 17 to additionally generate a second control set value for adjusting an output of a generating set 40, a control signal relating to each of the generated control set value is output through the communication line 20 to the voltage regulator 17 and a power source output regulator, to suppress generation of congestion of a tidal current in the local power transmission/distribution system 10. <P>COPYRIGHT: (C)2004,JPO

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、地域電力情報監視システムおよびその運用方法に係り、特に、送配電系統のうち特定の地域送配電系統と系統内の分散型電源との間で協調を取りながら送配電を行うに好適な地域電力情報監視システムおよびその運用方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
電力系統のうち送配電系統は、一般に、一般電気事業者（電力会社）が所有しており、通常一般電気事業者の所有する送配電系統を経由して各需要家に送電する方法が採用されている。ところが、近年、発電装置を有する事業者が、予め契約した需要家に対して、一般電気事業者の所有する送配電系統を経由して送電することが行われている。この場合、一般電気事業者が、発電装置を有する事業者に対して接続供給サービスを提供するようになっている。例えば、標準電圧２０ｋＶ以上、電力２０００ｋＷ以上の需要に応ずる特定規模電気事業者が発電あるいは調達した電気を、需要家に送電する場合に、一般電気事業者が提供する接続供給サービスを受けることができる。このサービスは、一般電気事業者と特定規模電気事業者との間の接続供給約款にしたがって行われる。
【０００３】
一方、送配電系統の一部に大量の分散型電源（自家発電装置）を導入することが検討されている。例えば、分散型電源が大量に導入される場合、配電系統の維持管理が困難になることが指摘されており、系統側と需要家側との間の情報交換を目的とした需給インターフェイスの必要性が指摘されている（非特許文献１参照）。
【０００４】
【非特許文献１】
２１世紀の電力系統−需要地系統の構築−（ＯＨＭ　２００２年３月号、ｐ９９〜１０３）
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】
近年、多くの分散型電源が需要家に設置されてきており、更なる電力小売自由化のために、特定規模電気事業者が発電あるいは調達するための電気の電圧や電力に対する制限を緩和することが検討されようとしている。
【０００６】
電圧や電力の制限が、例えば、標準電圧２０ｋＶ以下、電力２０００ｋＷ以下に緩和されると、送配電系統のうち特定の地域送配電系統に大量の分散型電源が導入され、各分散型電源で発電された電力が送配電系統を介して、他の需要家に送電されるようになる。このような場合、送配電系統の状態によらず、需要家間で電力の託送が単に行なわれると、送配電系統における潮流の輻輳化が生じたり、電圧管理が複雑化したりすることが懸念される。
【０００７】
本発明の課題は、特定の地域送配電系統と分散型電源を有する需要家との間で協調を取りながら送配電を行うときに、地域送配電系統における潮流の輻輳化を抑制することができる地域電力情報監視システムおよびその運用方法を提供することにある。
【０００８】
【課題を解決するための手段】
前記課題を解決するために、本発明は、送配電系統のうち特定の地域送配電系統の潮流と電圧に関する系統情報を収集するとともに、前記地域送配電系統に接続された各需要家の消費電力と前記需要家のうち発電装置を有する需要家の発電量に関する需要家情報を収集し、さらに、前記地域送配電系統を使用して送電する託送の要求に関する託送情報を収集する情報収集手段と、前記情報収集手段により収集された情報を基に前記地域送配電系統の電圧を調整するための第１の制御設定値を生成するとともに、前記発電装置の出力を調整するための第２の制御設定値を生成する演算処理手段と、前記演算処理手段に生成による第１の制御設定値を前記地域送配電系統の電圧を調整する電圧調整装置に送信し、前記演算処理手段の生成による第２の制御設定値を前記発電装置の出力を調整する電源出力調整装置に送信する通信手段とを備えてなる地域電力情報監視システムを構成したものである。
【０００９】
前記地域電力情報監視システムを構成するに際しては、以下の要素を付加することができる。
【００１０】
（１）前記演算処理手段は、前記情報処理手段により収集された情報を基に前記地域送配電系統の無効電力を調整するための第３の制御設定値を生成し、前記通信手段は、前記演算処理手段の生成による第３の制御設定値を前記地域送配電系統の無効電力を調整する無効電力調整装置に送信してなる。
【００１１】
（２）前記演算処理手段は、前記各制御設定値を生成するに際しては、前記情報収集手段により収集された情報を基に前記地域送配電系統の潮流と電圧分布に関するシミュレーションを行ない、このシミュレーション結果から前記地域送配電系統の電圧と周波数が指定の範囲に維持される制御設定値を生成してなる。
【００１２】
また、本発明は、前記いずれかの地域情報監視システムを運用するに際して、前記分散型電源を有する需要家が前記地域送配電系統を有する事業者と保証電力接続料金で契約しているときに、地域送配電系統使用料を、前記分散型電源を有する需要家に課金情報として通信ネットワークを介して送信することを特徴する地域電力情報監視システムの運用方法を採用したものである。
【００１３】
また、前記いずれかの地域電力情報監視システムを運用するに際して、前記分散型電源を有する需要家が前記地域送配電系統を有する事業者と最大電力接続料金で契約しているときには、前記分散型電源を有する需要家の電源出力調整装置を用いて分散型電源の出力を、需要家が希望する出力と異なる出力で運転する毎に接続料金を割り引きし、地域送配電系統使用料から前記割り引きされた料金を差し引いた料金を、前記分散型電源を有する需要家に課金情報として通信ネットワークを介して送信することもできる。
【００１４】
前記した手段によれば、地域送配電系統と分散型電源を有する需要家との間で協調を取りながら送電を行うに際して、地域送配電系統の潮流と電圧に関する系統情報を収集するとともに、各需要家の消費電力と分散型電源を有する発電量に関する需要家情報を収集し、さらに、地域送配電系統を使用して送電する託送の要求に関する託送情報を収集し、収集した各情報を基に、例えば、地域送配電系統の潮流と電圧分布に関するシミュレーションを行い、このシミュレーション結果から地域送配電系統の電圧と周波数が指定の範囲に維持されるような制御設定値として、地域送配電系統の電圧を調整するための第１の制御設定値と、分散型電源の出力を調整するための第２の制御設定値を生成し、第１の制御設定値を地域送配電系統の電圧を調整する電圧調整装置に出力し、第２の制御設定値を分散型電源の出力を調整する電源出力調整装置に出力するようにしたため、地域送配電系統において、電圧を所定の範囲に維持しながら潮流が輻輳化するのを抑制することができる。
【００１５】
この場合、地域送配電系統の無効電力を調整するための第３の制御設定値を生成し、第３の制御設定値を地域送配電系統の無効電力を調整する無効電力調整装置に出力することにより、地域送配電系統における電圧を所定の範囲に維持できる。また、過渡的には、第２の制御設定値に従って電源出力調整装置の出力のみを調整することで、地域送配電系統において、電圧を所定の範囲に維持しながら潮流が輻輳化するのを抑制することができる。
【００１６】
ここで、地域電力情報監視システムを運用するに際しては、地域電力情報監視システムを管理するサービス提供業者と、地域送配電系統所有事業者および契約需要家との間で契約を締結し、契約に従ってシステムを運用することができる。
【００１７】
この場合、地域送配電系統所有事業者を契約者Ａ、契約需要家を契約者Ｂとし、サービス提供事業者を契約者Ｃとすると、契約者Ｃは、契約者Ａおよび契約者Ｂと地域電力情報監視サービスに関する契約を締結する。また、契約者Ｂは、契約者Ａとの間で、最大電力を限りとして、地域送配電系統を使用して送電を行うための接続供給基本契約を締結する。
【００１８】
契約者Ｃは、契約者Ａから提供される送配電系統の監視情報、契約者Ｂから供給される負荷の状態データ、発電装置（分散型電源）の状態データ、および契約者Ｂによる託送要求（契約者Ａの送配電系統を利用して送電するための要求）に基づいて、関連する地域送配電系統の潮流と電圧分布に関するシミュレーションを行い、このシミュレーション結果にしたがって、契約者Ａおよび契約者Ｂに対して必要な制御のための指令値としての制御設定値を提示する。
【００１９】
さらに、電力計測装置および通信技術を用いて、送電（託送）の要求量と送電（託送）電力量の実績を記録する。これらの記録に基づいて、契約で定められた単価を用いて算出された送電（託送）料金を確定し、契約者Ｂが契約者Ａに支払うとともに、契約者Ｃが提供する地域送配電系統を維持するための電力情報の収集および各機器の制御設定値の提示を行うサービスに対して、契約者Ａと契約者Ｂはサービス料金を支払う。
【００２０】
なお、このサービスを実施する際に、サービス事業者Ｃは、契約者Ａと契約者Ｂから電力情報を集めるための電力情報収集装置、通信装置、契約者Ｃの地域電力情報監視システムにおける情報処理装置などをサービス事業者自身の資産を用いるか、あるいは第三者の資産をリースなどすることにより運用するかを選択できることは言うまでもない。また、電力情報収集装置、通信装置などの一部が、契約者Ａあるいは契約者Ｂの資産であり、それをリースすることにより運用することも可能である。
【００２１】
地域電力情報監視サービスにしたがって地域電力情報監視システムを具体的に運用する際しては、契約者Ａが所有する送配電系統に設けられた状態情報収集装置、通信装置を通じて収集された、系統の潮流や電圧に関する情報を、通信手段を用いて、契約者Ｃが所有する地域電力情報センターに送る。契約者（複数）Ｂが所有する需要家構内の変電設備に設けられた状態情報収集装置、通信装置を通じて収集された、分散型電源における発電量、負荷での消費電力、地域送配電系統を使用した託送要求などの情報を、契約者Ｃが所有する地域電力情報センタ（地域電力情報監視システム）に送る。
【００２２】
契約者Ｃ（サービス提供業者）は、上記収集した情報に基づき、契約者Ｂの託送の要求を想定して、地域送配電系統内の潮流、電圧分布などのシミュレーションを行い、地域送配電系統の電圧、周波数が所定の範囲になるように、
（１）契約者Ａに対し、地域送配電系統に設置された電圧調整装置、無効電力調整装置に対する制御設定値の提示を行うとともに、
（２）契約者Ｂに対して、発電装置（分散型電源）出力の提示を行う。
【００２３】
課金処理は、地域電力情報センタに設置された地域送配電系統分散型電源稼動状況データベース、電力計量装置の計測値および託送要求履歴を含む課金情報データベースのデータに基づいて、料金算出期間における託送電力量から、契約者Ｂから契約者Ａに支払われるべき請求料金を算出し、算出結果を表示装置に表示する。さらに、上記監視、情報サービスの費用として、契約者Ａおよび契約者Ｂから契約者Ｃに支払われるべき請求料金を算出し、算出した請求料金を表示装置に表示するとともに、課金情報として通信ネットワークを介して指定の需要家（契約者Ｃ）に送信する。これに基づいて料金の徴収が行われる。
【００２４】
以上により、契約者Ａは、地域送配電系統の管理・維持が実現でき、契約者Ｂは、需要家に配置された分散型電源を有効に活用でき、経済的な電力取得が可能になる。
【００２５】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の一実施形態を図面に基づいて説明する。図１は本発明の一実施形態を示す送配電系統のブロック構成図である。図１において、契約者Ａ（地域送配電系統所有事業者）は、配電用変電所１、地域系統監視制御センタ２、地域送配電系統１０を所有しており、配電用変電所１には、上位送電系統の電圧を降圧するための変圧器１１、遮断器１２、複数のフィーダ遮断器１３、変電所監視装置２１が設置されており、変圧器１１、遮断器１２、フィーダ遮断器１３の機器の状態が変電所監視装置２１で監視され、その監視結果に関する情報は、通信線２１ａを介して地域系統監視制御センタ２に送信されるようになっている。
【００２６】
配電用変電所１のフィーダ遮断器１３に接続された地域送配電系統１０には、自動開閉器１５、モニタ装置１６、通信ユニット２２、地域送配電系統電圧調整装置１７、連系用開閉器１９が設置されているとともに、無効電力調整装置（図示省略）が設置されている。これらの機器の情報は、各機器に設けられたセンサによって計測され、各センサの計測による情報は、通信線２０を介して地域系統監視制御センタ２に送信されるようになっている。さらに各機器の状態に関する情報は、通信線２０を介して、契約者Ｃが所有する地域電力情報センタ５に送信されるようになっている。また地域系統監視制御センタ２と地域電力情報センタ５は、通信ネットワーク６を介して情報の授受を行なうようになっており、地域系統監視制御センタ２で決定された制御信号は、通信線２０を介して各機器に送信されるようになっている。
【００２７】
地域送配電系統１０には、複数の需要家３ａ、３ｂ、４が接続されており、各需要家には、配電用変電所１から地域送配電系統１０を介して、６．６ｋＶの電圧が印加されるようになっている。
【００２８】
需要家３ａは、発電装置（分散型電源）を設置していない需要家として、負荷装置３６、継電器や遮断器を含む保護装置３３、負荷に必要な電圧に降圧するための変圧器３４、構内の電力情報を監視する監視制御装置３２、電力計測装置３１を備えて構成されている。需要家３ｂは、発電装置を設置している需要家として、負荷装置３６、負荷に必要な電圧に降圧するための変圧器３４、構内の電力情報を監視する監視制御装置３２、電力計測装置３１を備えて構成されているとともに、発電装置（分散型電源）４０、発電装置４０を系統に連系するために、単独運転を検出する機能を持った系統連系保護装置３８を備えて構成されている。
【００２９】
なお、需要家３ｂの中には、発電装置４０とともに蓄電装置３７を設置する場合もある。
【００３０】
また、需要家４は、小規模需要家として、負荷装置３６、電力計測装置３１を備えて構成されており、需要家４には、地域送配電装置１０に設置された変圧器１８で降圧された電圧が給電されるようになっている。
【００３１】
各需要家の負荷消費電力、発電装置出力、託送要求などの情報は、通信線２０を介して、地域電力情報センタ５に収集されるようになっている。地域電力情報センタ５で決定された発電装置出力、構内電圧調整装置の制御設定値は、通信線２０を経て、各需要家に伝送されるようになっている。
【００３２】
上記構成において、本実施形態では、地域送配電系統所有事業者（契約者Ａ）、５個所に分散された契約需要家（契約者Ｂ）およびサービス提供業者（契約者Ｃ）の間の契約に基づいて、地域電力情報監視サービスが行われるようになっている。なお、図１ではそのうち３個所の需要家３ｂについて図示している。
【００３３】
次に、発電装置を設置していない需要家３ａの具体的構成を図２にしたがって説明する。需要家３ａは、電力計測装置３１、監視制御装置３２、保護装置３３、変圧器３４、遮断器３５、負荷３６を備えて構成されており、各機器は、地域送配電系統１０から引き込まれた構内線に沿って設置されている。電力計測装置３１は、需要家３ａに供給される電力を計測するようになっており、この計測値は通信線２０を介して地域系統監視制御センタ２と地域電力情報センタ５に伝送されるようになっている。また遮断器３５や変圧器３４の状態は監視制御装置３２に収集され、収集された情報は、通信線２０を介して地域電力情報センタ５に送られるようになっている。
【００３４】
発電装置を設置している需要家３ｂは、図３に示すように、電力計測装置３１、監視制御装置３２、変圧器３４、遮断器３５、負荷（負荷装置）３６、発電装置４０、発電装置用監視制御装置４１、連絡用遮断器４２、系統連系保護装置３８、発電装置出力端遮断器（図示省略）を備えて構成されている。系統連系保護装置３８は、単独運転を検出する機能とともに瞬時電圧を検出する機能を備えて構成されている。需要家３ｂに供給される電力は電力計測装置３１で計測され、遮断器３５や変圧器３４の状態は監視制御装置３２に収集されるとともに、発電装置４０の発電量は監視制御装置４１で監視され、監視結果が監視制御装置３２に集められるようになっている。そして収集された情報は、電力に関する情報とともに通信線２０を介して地域電力情報センタ５に送信されるようになっている。
【００３５】
監視制御装置３２は、演算処理装置、データベース、表示装置、入力装置からなる。データベースは、電力に係わる各パラメータ（託送電力量を含む）、機器の稼働状態を記録するものである。表示装置は、構内への電力の供給状態、託送に係わる情報、機器の稼働状態を表示している。入力装置は、需要家内のオペレータによる運転指令値の入力などに用いられる。
【００３６】
上述した演算処理装置の構成と動作を図４にしたがって説明する。演算処理装置は、状態信号受信部２５１、制御信号発生部２５２、演算処理部２５３、メモリ部２５４、構外との通信を行うための通信機能部２５５を備えて構成されており、状態信号受信部２５１には、負荷装置状態信号（＃１〜＃ｎ）、発電装置状態信号（＃１〜＃ｍ）、電圧・力率モニタ信号、開閉器状態信号、機器異常信号が入力されている。
【００３７】
負荷装置状態信号の中には、負荷３６での消費電力が含まれており、この消費電力は需要予測のベースとなる。また機器異常信号には、原動機（ディーゼルエンジン）の燃焼異常や温度異常、発電機の異常振動や、絶縁異常、受変電設備・連系装置の絶縁物異常などに関する情報が含まれている。
【００３８】
演算処理部２５３は、発電制御手段あるいは演算処理手段として、状態信号受信部２５１に入力された信号に基づいて、電力の需要予測および発電装置出力の最適化を行うための演算として、例えば、同時同量制御演算を行い、その演算結果に基づいた制御信号（第２の制御設定値）を制御信号発生部２５２から発生させるようになっている。
【００３９】
具体的には、調速器（電源出力調整装置）と自動電圧調整器（電源電圧調整装置）を内蔵した発電装置４０に対する指令値となる発電装置制御信号（＃１〜＃ｍ）、無効電力調整装置用の制御信号、開閉器制御信号（負荷制御を含む）を発生して、各装置の制御を行うようになっている。この制御の結果は監視制御装置３２でモニタされるようになっている。
【００４０】
また、演算処理部２５３は、発電制御手段として、通信機能部２５５に地域電力情報センサ５から制御値（制御設定値）が入力されたとき、例えば、第２の制御設定値が入力されたときに、第２の制御設定値に従った発電装置制御信号を制御信号発生部２５２から発生させることもできる。
【００４１】
次に、地域電力情報監視システムの一要素を構成する地域電力情報センタ５の具体的構成を図５にしたがって説明する。地域電力情報センタ５は、通信装置５７１、演算処理装置５７２、入力装置５７３、表示装置５７４、データベース５７５〜５８０を備えて構成されている。
【００４２】
通信装置５７１は、情報収集手段として、通信線２０を介して、各需要家３ａ、３ｂ、４から送られてくる情報を収集し、収集した情報を演算処理装置５７２に出力したり、あるいは通信手段として、演算処理装置５７２の演算結果にしたがった制御信号を、通信線２０を介して出力するようになっている。
【００４３】
演算処理装置５７２は、演算処理手段として、通信装置５７１で収集された情報とデータベース５７５〜５８０に格納され情報を基に各種の演算を実行するようになっている。例えば、地域送配電系統１０と発電装置４０を有する需要家３ｂとの間で協調を取りながら送電を行うに際して、地域送配電系統１０の潮流と電圧に関する系統情報、各需要家３ａ、３ｂ、４の消費電力と発電装置４０の発電量に関する需要家情報、および地域送配電系統１０を使用して送電する託送（需要家間での電力の授受）の要求に関する託送情報が収集されたときに、収集された情報を基に、地域送配電系統１０の潮流と電圧分布に関するシミュレーションを行い、このシミュレーション結果から地域送配電系統１０の電圧と周波数が指定の範囲に維持されるような制御設定値として、地域送配電系統１０の電圧を調整するための第１の制御設定値を生成するとともに、発電装置（分散型電源）４０の出力を調整するための第２の制御設定値を生成し、さらに、地域送配電系統１０の無効電力を調整するための第３の制御設定値を生成し、各制御設定値に対応した制御信号を通信装置５７１、通信線２０を介して送信するようになっている。なお、地域送配電系統１０の潮流に関する系統情報を収集しなくても、地域送配電系統１０の電圧に関する系統情報を基にシミュレーションを行い、このシミュレーション結果から地域送配電系統１０の電圧と周波数が指定の範囲に維持されるような制御設定値を生成することもできる。
【００４４】
また、演算処理装置５７２は、契約にしたがった課金処理を行うとともに、表示装置５７４の画面上に演算結果として、例えば、電力情報（電圧、電流、変圧器・開閉器の状態）、分散型電源の稼動状況、機器の異常表示、系統の潮流、電圧シミュレーション結果や各制御設定値などを表示するようになっている。
【００４５】
演算処理装置５７２によるモニタリングおよび演算処理の結果は、各データベース５７５〜５８０に格納されるようになっている。そして必要に応じて、いずれかのデータベースからデータを取り出して別の演算処理を実行するようになっている。なお、データベース５７５には配電用変電所１に関するデータが格納され、データベース５７６には自動開閉器１５、遮断器３５、変圧器１８、３４の状態に関するデータが格納され、データベース５７７には各区間における電圧・電流のモニタリングに関するデータが格納され、データベース５７８には地域系統内の発電装置４０の稼動状況に関するデータが格納されるようになっている。また、データベース５７９には、地域送配電系統１０における潮流、電圧に関する予測データが格納され、データベース５８０には、課金情報に関するデータが格納されるようになっている。
【００４６】
次に、地域電力情報センタ５における演算処理（発電出力）として、需要家３ｂを需要家１、２、３に分けたときに、需要家１と需要家３との間で地域送配電系統１０を使用して託送を行うときの処理内容を図６のフローチャートにしたがって説明する。ただし図６における破線内は、各需要家の監視制御装置３２で処理される。
【００４７】
まず、需要家３ｂのうち需要家１、３において、それぞれ所定の時間間隔、例えば１０分間隔で、電力需要のモニタリングを行い（ステップ１３０４、１３０８）、１０分後の電力需要予測を行う（ステップ１３０５、１３０９）。このあと各予測に基づいて、発電設備出力の最適化を行う（ステップ１３０６、１３１０）。ここで、電力需要に対して供給が上回る場合は、供給可能電力（Ｗｅｘ）を算出する（ステップ１３０７）。一方、電力需要に対して供給が下回る場合には、不足電力（ΔＷ）を算出する（ステップ１３１１）。このとき、需要家１は、電力供給に余力があり、需要家３は不足している。
【００４８】
次に、供給可能電力（Ｗｅｘ）が不足電力（ΔＷ）を上回るか否かを判定し（ステップ１３１２）、供給可能電力（Ｗｅｘ）が不足電力（ΔＷ）を上回るときには、需要家１における発電装置４０の出力をΔＷだけ増加させるように設定する（ステップ１３１３）。
【００４９】
一方、供給可能電力（Ｗｅｘ）が不足電力（ΔＷ）を下回るときには、需要家１の発電装置４０の出力増加をＷｅｘに設定する（ステップ１３１４）。発電装置４０の出力をＷｅｘに変更するときには、発電装置４０の出力増加（変更）を行う期間を申請し（ステップ１３１５）、この申請を基に、地域電力情報センタ５において、地域送配電系統１０の潮流、電圧に基づいたシミュレーションを行う（ステップ１３１６）。このシミュレーション結果に基づいて、地域電力情報センタ５は、需要家１に対して、発電装置４０の出力の増加（変更）の指示（第２の制御設定値）を出し、需要家１はその指示にしたがって発電装置４０の出力を増加させるための制御を行う（ステップ１３１７）。なお、必要な場合には、需要家内の電圧調整装置の設定変更も行う（ステップ１３１８）。このあと次の時間ステップ、例えば１０分後についても同様の処理を行う。
【００５０】
次に、地域電力情報センタ５における演算処理として、潮流・電圧分布に関する演算処理を行うときの処理内容を図７のフローチャートにしたがって説明する。まず、需要家側から地域送配電系統内の発電装置４０の出力変更申請ΔＷが地域電力情報センタ５に対して申請されると（ステップ１５０４）、地域電力情報センタ５において、通信線２０を介して各種情報、例えば、配電用変電所１、開閉器１５、変圧器３４における電力情報や電流・電圧モニタリング結果の電力情報を収集するとともに（ステップ１５０５）、電圧・区間電流などの地域系統稼動状況に関する情報を入力する（ステップ１５０６）。そして、収集した情報と発電装置４０の出力変更申請ΔＷに基づいて、地域送配電系統内の潮流、電圧分布変化のシミュレーションを行う（ステップ１５０７）。このシミュレーション結果を基に、地域系統電圧調整装置１７の調整で対応が可能か否かを判定し（ステップ１５０８）、対応が可能なときには、地域系統監視制御センタ２に対して、地域系統電圧調整装置１７の設定変更（第１の制御設定値）を指示し（ステップ１５０９）、需要家に対しては、発電装置４０の出力変更ΔＷ（第２の制御設定値）を指示する（ステップ１５１０）。
【００５１】
一方、地域系統電圧調整装置１７の電圧の変更では対応できない場合には、発電装置４０の出力変更を許可しない。所定の時間が経過したときに（ステップ１５１１）、発電装置４０の出力変更依頼の期間内であれば（ステップ１５１２）、所定時間経過後の系統稼動状況に基づいて、地域送配電系統１０内の潮流、電圧分布のシミュレーションを行い、発電装置４０の出力と電圧調整装置１７の再設定を行い、このルーチンでの処理を終了する。
【００５２】
図８は、需要家１から需要家３に電力託送を行うときに、需要家３が連系する送配電系統の送電電力を示している。そして破線は託送を行わないときの送電電力で、実線は託送を含めた全送電電力である。また送配電系統の送電容量は３０００ｋＷである。夏期の需要が最大となった日の前後３日間のデータである。
【００５３】
図８（ａ）は本発明を適用したときの特性図であり、（ｂ）は従来の関連需要家の契約電力、設備容量から決定される送電サービスを適用した場合である。（ｂ）の場合は、送電電力５００ｋＷである。
【００５４】
一方、（ａ）の場合は、図中２日目で、送電電力が送電容量３０００ｋＷに達し、託送電力に制限が加えられたが、その他の日については、送電電力１０００ｋＷの託送が可能である。通年で見ても、送電電力が送電容量３０００ｋＷに達し、託送電力に制限が加えられるのは数日である。
【００５５】
ここで、電力の託送においては、発電側の託送電力量と、需要側での消費電力量とを所定の時間間隔（例えば、３０分間）で、ほぼ等しくなるよう（例えば、偏差３％）に運用する必要があり、一般に同時同量と呼ばれている。本発明において、同時同量をどのように実現するかを図９を用いて説明する。
【００５６】
図９は、複数の発電装置４０で発電された電力（発電側の電力）が（各発電装置４０から送配電系統１０に送られる電力を、発電１〜発電ｍとする）、地域送配電系統１０を経由して託送され、複数の需要家（託送による電力を受ける各需要家での消費電力を、需要１〜需要ｎとする）で消費される場合を表している。なお、簡単のため、地域送配電系統１０での損失は無く、発電１〜発電ｍは、全て制御可能な発電装置４０により供給されるものとして説明する。
【００５７】
グラフ２００３は、モニタされた各発電装置４０から送配電系統１０に送られる電力の総和を表す。グラフ２００４は、託送による電力を受ける各需要家（需要場所）での需要電力の総和を表す。この場合、各発電装置４０に対する制御は時間ステップＴ１毎に行なわれ、この例では、時間ステップＴ１毎に各発電装置４０に対して発電量を増加させるための制御が実行されていることを示している。また、電力の需給バランスをとるための制御は、同時同量制御によって行なわれ、この時間間隔はＴ２に設定されている。グラフ２００６は、上述の発電側と需要家側の電力の偏差（累積）を表しており、所定の時点での電力の偏差（累積）が零になるように、次の時間ステップでの発電電力（制御設定値）が決定される。なお、複数の発電装置４０が利用できる場合は、経済性を考慮して託送電力を配分することができる。
【００５８】
また、本実施形態では、所定の時点での電力の偏差（累積）を零に制御する過程で、電力量もモニタしており（電力量のモニタリングの間隔は、電力のモニタリング間隔よりも長く設定している）、この結果を発電装置４０の制御に反映することとしている。グラフ２００７は、モニタされた各発電装置４０から送配電系統１０に送られる電力量の総和を、グラフ２００８は、託送による電力を受ける各需要家での需要電力量の総和を表している。グラフ２０１０は、上述の発電側と需要家側（託送による電力を受ける需要家側）の電力量の偏差を表しており、電力量の偏差が零になるよう、各発電装置４０に対する制御設定値に対し、グラフ２０１１に示すように補正を行って、最終的に制御値（制御設定値）を決定するようにしている。この例では、グラフ２０１０に示すように、電力量の偏差が正になっているので、この後は、時間ステップＴ１毎に制御値を小さくするための補正を行ない、補正された制御値に従って各発電装置４０の発電量を制御する。
【００５９】
なお、電力の偏差（累積）は、負荷・発電量の時間変化に比べ、計測・制御間隔が短ければ、電力量の偏差と一致する。しかし、計測・制御間隔を短くするには限界があるので、電力（累積）と電力量の２つの偏差をそれぞれ０に抑制するための制御を行なうこととしている。
【００６０】
図９の説明では、発電設備としての発電装置４０は全て制御可能としたが、太陽光発電や風力発電のように、出力を任意には制御できない発電設備（非調整用発電設備）については、需要電力の総和から予め差引き、制御可能な発電設備（調整用発電設備）について、上述の同時同量制御を適用すれば良い。
【００６１】
次に、地域電力情報センサ５における同時同量制御の具体的な処理を図１０のフローチャートに従って説明する。本実施形態では、需要データ収集につき、短い時間間隔でモニタリングを行う需要家（大規模需要家）と長い時間間隔でモニタリングを行う需要家（小規模需要家）が混在する場合を説明する。
【００６２】
まず、発電装置４０を含む発電設備（１〜ｍ）の電力データを収集する（ステップ２２０１）。非調整用発電設備については、制御時点での発電電力予測を行う（ステップ２２０２）。これらの収集データおよび予測値は、通信線２０を介して地域電力情報センタ５に送信され、地域電力情報センタ５の発電設備データベース２２０３に記録される。
【００６３】
一方、地域電力情報センタ５は、短い時間間隔（図中では短周期と記載）で大規模需要家からの需要データを収集し（ステップ２２０４）、需要データベース２２０５に記録する。次に、小規模需要家からの需要データを取得したか否かを判定し、需要データを取得したと判定したときには（ステップ２２０６）、長い時間間隔（図中では長周期と記載）で小規模需要家からの需要データを収集し（ステップ２２０７）、収集した需要データを需要データベース２２０５に記録する。一方、小規模需要家からの需要データを取得していないと判定したときには、短周期の需要データから、長周期に相当するタイミングにおける需要を推定する（ステップ２２０８）。実測による需要データおよび推定による需要データは、需要データベース２２０５に記録される。
【００６４】
次に、演算処理装置５７２において、需要データベース２２０５の情報に基づき、制御時（至近時刻）における需要の予測を行う（ステップ２２０９）。電力量の取得のタイミング（ステップ２２１０）では、発電設備側および需要側の電力量のデータを収集する（ステップ２２１１）。この収集されたデータは、発電設備データベース２２０３および需要データベース２２０５に記録される。
【００６５】
この後、演算処理装置５７２は、ステップ２２０２における非調整用発電設備電力に関する予測結果、需要データ２２０５に記録された需要データに基づき、図９のアルゴリズムに従い、調整用発電設備の制御値（第２の制御設定値）を算出する（ステップ２２１２）。この制御値は、調整用発電設備、例えば、発電装置４０に指令値として送信され（ステップ２２１３）、制御値に従って調整用発電設備の運用が実行される。このとき、制御値は制御値データベース２２１４に記録される。この後、終了でなければ（ステップ２２１５）、次の時間ステップでの処理に移行し（ステップ２２１６）、同様の処理を実行する。
【００６６】
上述の処理を行うことにより、様々な発電設備、需要の組合せでも、同時同量が達成できる。
【００６７】
次に、課金処理を行うときの作用を図１１のフローチャートにしたがって説明する。まず、接続供給に関して、契約者Ａと契約者Ｂとの間で、さらに、それぞれ上記接続供給契約を実現するのに必要な情報を提供する契約者Ｃとの間で、契約内容を予め決定しておく（ステップ１５３１）。この場合、系統接続料金種別として、ａ：保証電力接続料金（契約した電力の範囲でいつでも系統への接続を保証するもの）、あるいは、ｂ：最大電力接続料金（接続できる最大電力を規定しておき、系統の状況により、接続できる電力に制限を受けるもの）から、いずれか一方を選択する。
【００６８】
系統への接続をする場合、接続料金種別として、ａを選択しているとき（ステップ１５３２）、契約の範囲内で希望する電源の出力変更ができる。一方、ｂを選択しているとき（ステップ１５３３）、電力出力変更に修正を加えることが可能であれば（ステップ１５３４）、接続料金の割引が適用される（ステップ１５３５）。この一連の処理は課金情報データベース５８０に記録される（ステップ１５３６）。
【００６９】
次に、料金算出の時期となったときには（ステップ１５４０）、地域系統使用料の集計を行い（ステップ１５４１）、この結果を課金情報データベース５８０に記録する（ステップ１５４２）。さらに、地域系統使用料の集計および課金情報データベース５８０の情報を基に、請求料金を算出し（ステップ１５４３）、請求料金を表示装置５７４の画面上に表示する（ステップ１５４４）。すなわち請求料金を算出するときには、接続料金を割り引いたか否かによって料金を算出し、算出結果を画面上に表示する。この場合、請求料金を課金情報として、通信ネットワーク６、地域系統監視制御センサ２、通信線２０を介して、指定の需要家に送信することもできる。
【００７０】
これまでは、地域送配電系統として、高圧系統について説明したが、特別高圧の送配電系統についても本発明を適用することができる。
【００７１】
図１２は、本発明の第２実施形態を示す需要家の機器構成を示すブロック図である。図１２に示す需要家３は３３ｋＶの系統に連系した需要家の機器構成の例であり、系統への連系点の電圧を６．６ｋＶに降圧する変圧器３９が設けられている他は、基本的な機器の構成は、図１の需要家１と同様である。
【００７２】
次に、本発明の第３実施形態を図１３に従って説明する。本実施形態は、送配電系統構成、機器構成等は、図１と同様であるが、需要家（発電１）、需要家（発電２）、需要家（発電３）において、発電装置４０の代わりに、分散型電源として、新エネルギー電源４０Ｒが設置されている点が異なっている。これらの新エネルギー電源４０Ｒについては、送配電系統１０を運用する一般電気事業者による電力の買取が可能である。しかし、新エネルギー電源４０Ｒが増えた場合、新エネルギー電源４０Ｒの出力変動が大きく、送配電系統１０の電力品質の維持が難しくなる問題がある。これに対し、複数の新エネルギー電源４０Ｒによる供給を全体として、ほぼ一定に維持することが望まれている。
【００７３】
本実施形態において、需要家（発電１）における、新エネルギー電源４０Ｒはバイオマス発電装置であり、燃料貯蔵設備（燃料としてのバイオガスなどを貯留するタンク）５０が設置されている。需要家（発電２）、需要家（発電３）における新エネルギー電源４０Ｒは、太陽光発電装置あるいは風力発電装置である。
【００７４】
発電設備として、新エネルギー電源４０Ｒを用いてときの運用例を図１４に従って説明する。図１４におけるグラフ２５１０は、需要家（発電２）から送配電系統１０に送られる電力（以下、逆潮電力と呼ぶ）の１日の変化を示し、グラフ２５２０は、需要家（発電３）から送配電系統に送られる逆潮電力の１日の変化を示している。両需要家の発電量は日射量に依存するため、ほぼ類似のパターンとなる。新エネルギー電源４０Ｒとして、太陽光発電装置を用いた場合、昼間の時間帯は逆潮電力を発生させることはできるが、朝晩の時間帯では逆潮電力を発生させることができない。
【００７５】
一方、グラフ２５３０は、需要家（発電１）からの逆潮電力の変化を示している。これは、地域電力情報センタ５で収集した、需要家（発電２）、需要家（発電３）からの逆潮電力データに基づき、需要家（発電１）のバイオマス発電装置の発電量を調整した結果である。すなわち、朝晩の時間帯において、需要家（発電２）、需要家（発電３）から逆潮電力が発生しないことを考慮し、逆潮電力の不足分を需要家（発電１）のバイオマス発電装置で補うための発電量の調整が行なわれた。この結果、３需要家からの逆潮電力の総和は、グラフ２５４０で示すようにほぼ一定に維持できる。
【００７６】
燃料貯蔵設備５０には、バイオガスが貯えられており、グラフ２５３０に示すような運転が容易にできる。なお、新エネルギー電源４０Ｒとして、太陽光発電装置や風力発電装置など、出力制御が困難な電源を用いる場合は、燃料電池と組合せ、逆反応で生成した水素を貯蔵するという方法で、グラフ２５３０のような運転を行うこともできる。
【００７７】
以上説明したように、本実施形態によれば、地域電力情報センタ５と地域送配電系統１０との間で連携を行いながら送配電するときに、地域送配電系統１０の潮流と電圧に関する系統情報を収集するとともに、各需要家の消費電力と発電量に関する需要家情報を収集し、さらに地域送配電系統１０を使用して送電する託送の要求に関する託送情報を収集し、収集した情報を基に地域送配電系統電圧調整装置１７を調整したり、分散型電源の出力を調整するようにしたため、地域送配電系統１０における潮流の輻輳化を抑制することができる。
【００７８】
また、本実施形態によれば、契約者Ａ（地域送配電系統所有事業者）のメリットとして、
（１）提供される情報に基づき、地域送配電系統１０の電圧、周波数の維持、潮流の制御ができる。
【００７９】
（２）地域送配電系統１０を有効に活用できる。
【００８０】
一方、契約Ｂ（契約需要家）のメリットとして、
（１）分散型電源の系統連系の制限が緩和され、需要家内の分散型電源を効率良く運用できる。
【００８１】
（２）電力託送が容易になる。
【００８２】
また契約者Ｃ（サービス提供業者）に与えるメリットとして、
（１）比較的長期に渡り、安定なビジネスが可能になる。
【００８３】
（２）収集した電力情報を活用した種々のサービスを提供できる。
【００８４】
これらのメリットは、契約者Ａから提供される地域送配電系統１０の監視情報、契約者Ｂから提供される負荷の状態データ、発電装置の状態データおよび契約者Ｂからの電力託送要求に基づき、関連する地域送配電系統１０のシミュレーションを行い、契約者Ａおよび契約者Ｂに、必要な制御のための指令値（制御設定値）を提示することができる。また上述の電力託送要求、送配電系統、負荷および発電装置のデータに基づいて料金請求が可能になる。
【００８５】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明によれば、地域送配電系統において潮流が輻輳化するのを抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明が適用された送配電系統のブロック構成図である。
【図２】発電装置を有しない需要家の機器構成図である。
【図３】発電装置を有する需要家の機器構成図である。
【図４】監視制御装置のブロック構成図である。
【図５】地域電力情報センタのブロック構成図である。
【図６】地域電力情報センタにおける演算処理内容（発電出力）を説明するためのフローチャートである。
【図７】地域電力情報センタにおける演算処理内容（電圧分布）を説明するためのフローチャートである。
【図８】託送の運用例を説明するための図であって、（ａ）は本発明に係る運用方法による特性結果を示す図、（ｂ）は従来の運用方法による特性結果を示す図である。
【図９】電力の託送を同時同量で行なうときの構成を説明するための図である。
【図１０】電力の託送を同時同量で行なうときの作用を説明するためのフローチャートである。
【図１１】本発明に係る課金処理を説明するためのフローチャートである。
【図１２】本発明の第２実施形態を示す需要家の機器構成図である。
【図１３】本発明の第３実施形態を示す送配電系統のブロック構成図である。
【図１４】分散電源に新エネルギー電源を用いて逆潮電力を制御するときの作用を説明するための図である。
【符号の説明】
１　配電用変電所
２　地域系統監視センタ
３ａ、３ｂ　需要家
５　地域電力情報センタ
１０　地域送配電系統
１６　モニタ装置
１７　地域系統電圧調整装置
２０　通信線
３２　監視制御装置
３６　負荷
３８　連系保護装置
４０　発電装置
４０Ｒ　新エネルギー電源
４１　発電監視制御装置[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to a regional power information monitoring system and an operation method thereof, and is particularly suitable for performing transmission and distribution while coordinating between a specific regional transmission and distribution system in a transmission and distribution system and a distributed power source in the system. The present invention relates to a simple regional power information monitoring system and its operation method.
[0002]
[Prior art]
In general, the transmission and distribution system of the power system is owned by a general electric power company (electric power company), and a method of transmitting power to each customer via a transmission and distribution system normally owned by the general electric power company is adopted. ing. However, in recent years, a business having a power generation device has been transmitting power to a customer who has contracted in advance via a power transmission and distribution system owned by a general power business. In this case, a general electric power company provides a connection supply service to a business having a power generation device. For example, when transmitting electricity generated or procured by a specific-scale electric utility responding to a demand of a standard voltage of 20 kV or more and a power of 2000 kW or more to a customer, a connection supply service provided by a general electric utility can be received. . This service is provided in accordance with the terms and conditions of the connection between the utility company and the utility company.
[0003]
On the other hand, introduction of a large amount of distributed power sources (private power generators) into a part of the transmission and distribution system is being studied. For example, it has been pointed out that the maintenance and management of the distribution system becomes difficult when a large number of distributed power sources are introduced, and the necessity of a supply and demand interface for the purpose of exchanging information between the grid side and the consumer side has been pointed out. (See Non-Patent Document 1).
[0004]
[Non-patent document 1]
21st Century Power System-Construction of Demand Area System-(OHM March 2002, p99-103)
[0005]
[Problems to be solved by the invention]
In recent years, many decentralized power sources have been installed in consumers, and in order to further liberalize electricity retailing, the restrictions on the voltage and power of electricity generated or procured by specific-scale utilities are to be relaxed. Is about to be considered.
[0006]
When the voltage and power restrictions are relaxed to, for example, a standard voltage of 20 kV or less and a power of 2000 kW or less, a large amount of distributed power is introduced into a specific regional power transmission and distribution system in the transmission and distribution system, and power is generated by each distributed power source. The supplied power is transmitted to other consumers via the transmission and distribution system. In such a case, irrespective of the state of the transmission and distribution system, if power is simply transmitted between consumers, there is a concern that power flow in the transmission and distribution system may become congested or voltage management may be complicated. You.
[0007]
An object of the present invention is to suppress congestion of power flow in a regional transmission and distribution system when performing transmission and distribution while coordinating between a specific regional transmission and distribution system and a customer having a distributed power supply. It is an object of the present invention to provide a local power information monitoring system and an operation method thereof.
[0008]
[Means for Solving the Problems]
In order to solve the above problems, the present invention is to collect system information on the power flow and voltage of a specific regional transmission and distribution system in the transmission and distribution system, and to reduce the power consumption of each customer connected to the regional transmission and distribution system. And information collecting means for collecting customer information on the amount of power generation of the customer having a power generation device among the customers, and further collecting transmission information on a request for transmission using the regional power transmission and distribution system, A second control setting for adjusting a voltage of the regional power transmission and distribution system based on the information collected by the information collecting unit and a second control setting for adjusting an output of the power generation device. An arithmetic processing means for generating a value, and a first control set value generated by the arithmetic processing means is transmitted to a voltage adjusting device for adjusting a voltage of the regional power transmission and distribution system. It is the control setpoint that constitute a local power information monitoring system comprising a communication means for transmitting the power output adjustment apparatus for adjusting an output of the power generator.
[0009]
In configuring the local power information monitoring system, the following elements can be added.
[0010]
(1) The arithmetic processing unit generates a third control set value for adjusting the reactive power of the regional transmission and distribution system based on the information collected by the information processing unit, and the communication unit includes: The third control set value generated by the arithmetic processing means is transmitted to a reactive power adjusting device that adjusts the reactive power of the regional transmission and distribution system.
[0011]
(2) When generating each of the control setting values, the arithmetic processing means performs a simulation on the power flow and the voltage distribution of the regional power transmission and distribution system based on the information collected by the information collecting means. To generate a control set value for maintaining the voltage and frequency of the local transmission and distribution system in a specified range.
[0012]
Further, the present invention, when operating any of the regional information monitoring system, when the customer having the distributed power supply has a contract with a company having the regional transmission and distribution system at a guaranteed power connection fee, An operation method of a regional power information monitoring system, characterized in that a regional transmission / distribution system usage fee is transmitted to a customer having the distributed power source as billing information via a communication network.
[0013]
Further, when operating any one of the regional power information monitoring systems, when a customer having the distributed power supply contracts with a business having the regional power transmission and distribution system at a maximum power connection fee, the distributed power supply The output of the decentralized power source using the power output adjustment device of the customer having a discount on the connection fee each time the customer operates at an output different from the output desired by the customer, and the discounted from the regional transmission and distribution system usage fee. The charge obtained by subtracting the charge may be transmitted to the customer having the distributed power source as charging information via the communication network.
[0014]
According to the above-described means, when performing power transmission while coordinating between the regional transmission and distribution system and the customer having the distributed power source, while collecting system information on the power flow and voltage of the regional transmission and distribution system, Based on the collected information, we collect customer information on house power consumption and power generation with distributed power sources, and further collect information on requests for consignment transmission using the regional transmission and distribution system. For example, a simulation is performed on the power flow and voltage distribution of the regional transmission / distribution system, and from this simulation result, the voltage of the regional transmission / distribution system is set as a control setting value such that the voltage and frequency of the regional transmission / distribution system are maintained in a specified range. A first control set value for adjusting and a second control set value for adjusting the output of the distributed power source are generated, and the first control set value is set to a voltage of the regional transmission and distribution system. In this case, the second control set value is output to the power output adjustment device that adjusts the output of the distributed power supply, so that the voltage is maintained within a predetermined range in the regional transmission and distribution system. It is possible to suppress the tide from becoming congested.
[0015]
In this case, a third control set value for adjusting the reactive power of the regional transmission and distribution system is generated, and the third control set value is output to a reactive power adjustment device that adjusts the reactive power of the regional transmission and distribution system. Thereby, the voltage in the local transmission and distribution system can be maintained in a predetermined range. Also, transiently, by adjusting only the output of the power output adjusting device according to the second control set value, it is possible to prevent the power flow from becoming congested while maintaining the voltage within a predetermined range in the regional transmission and distribution system. can do.
[0016]
Here, when operating the regional power information monitoring system, a contract is concluded between a service provider that manages the local power information monitoring system, a local transmission and distribution system owner business operator and a contract customer, and the system is performed according to the contract. Can be operated.
[0017]
In this case, assuming that the local power transmission and distribution system owner is a contractor A, the contract customer is a contractor B, and the service provider is a contractor C, the contractor C will Conclude a contract for information monitoring service. In addition, the contractor B concludes a connection supply basic contract with the contractor A for performing power transmission using the regional power transmission and distribution system with a maximum power limit.
[0018]
The contractor C receives the monitoring information of the power transmission and distribution system provided by the contractor A, the state data of the load supplied from the contractor B, the state data of the power generation device (distributed power supply), and the request for transfer by the contractor B ( Based on the request of the contractor A for transmitting power using the transmission and distribution system), a simulation is performed on the power flow and voltage distribution of the relevant regional transmission and distribution system, and the contractor A and the contractor B are performed according to the simulation result. , A control set value as a command value for necessary control is presented.
[0019]
Furthermore, the required amount of power transmission (consignment transmission) and the result of the power transmission (consignment transmission) power amount are recorded using the power measuring device and the communication technology. Based on these records, the power transmission (consignment) fee calculated by using the unit price determined in the contract is determined, and the contractor B pays the contractor A and sets the regional transmission and distribution system provided by the contractor C. The contractor A and the contractor B pay a service fee for a service that collects power information for maintenance and presents control setting values of each device.
[0020]
When this service is implemented, the service provider C includes a power information collection device for collecting power information from the contractor A and the contractor B, a communication device, and information processing in the local power information monitoring system of the contractor C. It goes without saying that it is possible to select whether to operate the device or the like by using the service provider's own assets or by leasing a third party's assets. Further, a part of the power information collection device, the communication device, and the like are assets of the contractor A or the contractor B, and can be operated by leasing them.
[0021]
When the regional power information monitoring system is specifically operated in accordance with the regional power information monitoring service, the system information collected by the state information collection device and the communication device provided in the transmission and distribution system owned by the contractor A is used. Information about the power flow and the voltage is sent to the regional power information center owned by the contractor C by using communication means. Uses the state information collection device installed in the substation equipment on the customer premises owned by the contractor (plurality) B, the power generation amount in the distributed power source, the power consumption at the load, and the regional transmission and distribution system collected through the communication device The information such as the consignment request is sent to the regional power information center (local power information monitoring system) owned by the contractor C.
[0022]
The contractor C (service provider) simulates the power flow, voltage distribution, and the like in the regional transmission and distribution system based on the collected information, assuming a request for contracting by the contractor B, and So that the voltage and frequency are within the specified range
(1) To the contractor A, while presenting the control set values for the voltage adjustment device and the reactive power adjustment device installed in the regional transmission and distribution system,
(2) Present the power generation device (distributed power source) output to the contractor B.
[0023]
The billing process is based on the data of the regional power transmission and distribution system distributed power supply operation status database installed at the regional power information center, the billing information database including the measured values of the power metering device, and the billing request history, and is based on the charge transmission power during the charge calculation period. From the amount, a billing fee to be paid from contractor B to contractor A is calculated, and the calculation result is displayed on the display device. Further, as the costs of the monitoring and information services, a billing fee to be paid from the contractor A and the contractor B to the contractor C is calculated, the calculated billing fee is displayed on the display device, and the communication network is charged as billing information. To the designated customer (contractor C). The fee is collected based on this.
[0024]
As described above, the contractor A can manage and maintain the regional power transmission and distribution system, and the contractor B can effectively use the distributed power source arranged in the customer, and can economically acquire power.
[0025]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, an embodiment of the present invention will be described with reference to the drawings. FIG. 1 is a block diagram of a power transmission and distribution system showing an embodiment of the present invention. In FIG. 1, a contractor A (owner of a regional transmission and distribution system) owns a distribution substation 1, a regional system monitoring and control center 2, and a regional transmission and distribution system 10, and the distribution substation 1 includes: A transformer 11, a circuit breaker 12, a plurality of feeder breakers 13, and a substation monitoring device 21 for lowering the voltage of the upper power transmission system are installed, and the equipment of the transformer 11, the breaker 12, and the feeder breaker 13 is provided. Is monitored by the substation monitoring device 21, and information on the monitoring result is transmitted to the regional system monitoring and control center 2 via the communication line 21a.
[0026]
The local transmission and distribution system 10 connected to the feeder breaker 13 of the distribution substation 1 includes an automatic switch 15, a monitor device 16, a communication unit 22, a local transmission and distribution system voltage regulator 17, a connection switch 19, and the like. Are installed, and a reactive power adjusting device (not shown) is installed. The information of these devices is measured by sensors provided in each device, and the information obtained by the measurement of each sensor is transmitted to the regional system monitoring and control center 2 via the communication line 20. Further, information on the state of each device is transmitted via the communication line 20 to the local power information center 5 owned by the contractor C. The local system monitoring and control center 2 and the local power information center 5 transmit and receive information via the communication network 6, and the control signal determined by the local system monitoring and control center 2 is transmitted through the communication line 20. The data is transmitted to each device via the Internet.
[0027]
A plurality of customers 3a, 3b, and 4 are connected to the regional transmission and distribution system 10, and a voltage of 6.6 kV is supplied to each customer from the distribution substation 1 via the regional transmission and distribution system 10. Is applied.
[0028]
The customer 3a includes a load device 36, a protection device 33 including a relay and a circuit breaker, a transformer 34 for reducing the voltage to a voltage required for the load, and a premises as a customer without a power generation device (distributed power source). And a power measurement device 31 for monitoring the power information of the power supply. The customer 3b is, as a customer having installed a power generation device, a load device 36, a transformer 34 for reducing the voltage to a voltage required for the load, a monitoring and control device 32 for monitoring power information in the premises, and a power measurement device 31. And a power grid (distributed power source) 40, and a grid connection protection module 38 having a function of detecting isolated operation in order to link the power grid 40 to the grid. ing.
[0029]
In some cases, the power storage device 37 is installed together with the power generation device 40 in the customer 3b.
[0030]
In addition, the customer 4 is configured as a small-scale customer with a load device 36 and a power measuring device 31, and the customer 4 is stepped down by the transformer 18 installed in the regional power transmission and distribution device 10. Voltage is supplied.
[0031]
Information such as the load power consumption of each customer, the output of the power generator, and the request for transfer is collected by the local power information center 5 via the communication line 20. The output of the power generator and the control set value of the in-house voltage regulator determined by the local power information center 5 are transmitted to each customer via the communication line 20.
[0032]
In the above configuration, in the present embodiment, a contract is made between a local transmission and distribution system owner (contractor A), a contract customer (contractor B) and a service provider (contractor C) distributed in five locations. Based on this, a local power information monitoring service is provided. In FIG. 1, three customers 3b are shown.
[0033]
Next, a specific configuration of the customer 3a in which no power generation device is installed will be described with reference to FIG. The customer 3a is provided with a power measuring device 31, a monitoring and control device 32, a protection device 33, a transformer 34, a circuit breaker 35, and a load 36, and each device is drawn in from the local power transmission and distribution system 10. It is installed along the campus line. The power measuring device 31 measures the power supplied to the customer 3 a, and the measured value is transmitted to the local system monitoring control center 2 and the local power information center 5 via the communication line 20. It has become. The states of the circuit breaker 35 and the transformer 34 are collected by the monitoring and control device 32, and the collected information is sent to the local power information center 5 via the communication line 20.
[0034]
As shown in FIG. 3, the customer 3 b having installed the power generation device includes a power measurement device 31, a monitoring and control device 32, a transformer 34, a circuit breaker 35, a load (load device) 36, a power generation device 40, and a power generation device. It comprises a monitoring and control device 41 for communication, a circuit breaker for communication 42, a system interconnection protection device 38, and an output terminal circuit breaker (not shown) for a power generator. The grid interconnection protection device 38 has a function of detecting an instantaneous voltage as well as a function of detecting an isolated operation. The power supplied to the customer 3b is measured by the power measuring device 31, the state of the circuit breaker 35 and the transformer 34 is collected by the monitoring control device 32, and the power generation amount of the power generating device 40 is monitored by the monitoring control device 41. The monitoring results are collected in the monitoring control device 32. Then, the collected information is transmitted to the local power information center 5 via the communication line 20 together with the information on the power.
[0035]
The monitoring control device 32 includes an arithmetic processing device, a database, a display device, and an input device. The database records parameters relating to power (including the amount of transmitted power) and operating states of the devices. The display device displays the state of power supply to the premises, information related to transportation, and the operating state of the device. The input device is used for input of an operation command value by an operator in the customer.
[0036]
The configuration and operation of the above-described arithmetic processing unit will be described with reference to FIG. The arithmetic processing device includes a status signal receiving unit 251, a control signal generating unit 252, an arithmetic processing unit 253, a memory unit 254, and a communication function unit 255 for communicating with off-premises. 251, a load device status signal (# 1 to #n), a power generation device status signal (# 1 to #m), a voltage / power factor monitor signal, a switch status signal, and a device abnormality signal are input.
[0037]
The load device state signal includes the power consumption of the load 36, and this power consumption is a basis for demand prediction. In addition, the equipment abnormality signal includes information on abnormal combustion and temperature of the prime mover (diesel engine), abnormal vibration of the generator, insulation abnormality, insulation abnormality of the power receiving and transforming equipment / interconnection equipment, and the like.
[0038]
The arithmetic processing unit 253 serves as a power generation control unit or an arithmetic processing unit, for example, as an operation for performing power demand prediction and optimizing the output of the power generation device based on the signal input to the state signal receiving unit 251. The same amount control calculation is performed, and a control signal (second control set value) based on the calculation result is generated from the control signal generator 252.
[0039]
Specifically, the power generation device control signals (# 1 to #m) serving as command values for the power generation device 40 including the governor (power supply output adjustment device) and the automatic voltage regulator (power supply voltage adjustment device), the reactive power A control signal for the adjusting device and a switch control signal (including load control) are generated to control each device. The result of this control is monitored by the monitoring control device 32.
[0040]
Further, the arithmetic processing unit 253 serves as a power generation control unit when a control value (control set value) is input from the local power information sensor 5 to the communication function unit 255, for example, when a second control set value is input. Alternatively, the control signal generator 252 may generate a power generator control signal according to the second control set value.
[0041]
Next, a specific configuration of the local power information center 5, which is an element of the local power information monitoring system, will be described with reference to FIG. The local power information center 5 includes a communication device 571, an arithmetic processing device 572, an input device 573, a display device 574, and databases 575 to 580.
[0042]
The communication device 571 collects information sent from each of the consumers 3a, 3b, and 4 via the communication line 20, and outputs the collected information to the arithmetic processing device 572, or performs communication. As means, a control signal according to the calculation result of the calculation processing device 572 is output via the communication line 20.
[0043]
The arithmetic processing unit 572 performs various arithmetic operations based on the information collected by the communication device 571 and the information stored in the databases 575 to 580 as an arithmetic processing unit. For example, when performing power transmission while coordinating between the local transmission and distribution system 10 and the customer 3b having the power generation device 40, system information on the power flow and the voltage of the local transmission and distribution system 10, the customers 3a, 3b, and 4 When the customer information on the power consumption of the power generation and the power generation amount of the power generation device 40, and the consignment information on the request for consignment transmission (transfer of electric power between consumers) using the local power transmission and distribution system 10 are collected, Based on the collected information, a simulation is performed on the power flow and voltage distribution of the regional power transmission and distribution system 10, and the simulation results are used as control setting values such that the voltage and frequency of the regional power transmission and distribution system 10 are maintained within a specified range. , A first control set value for adjusting the voltage of the regional transmission and distribution system 10 and a second control value for adjusting the output of the power generation device (distributed power supply) 40. It generates a set value, further generates a third control set value for adjusting the reactive power of the regional transmission and distribution system 10, and transmits a control signal corresponding to each control set value via the communication device 571 and the communication line 20. To send. It should be noted that a simulation is performed based on the system information on the voltage of the local transmission and distribution system 10 without collecting the system information on the power flow of the local transmission and distribution system 10, and the voltage and frequency of the local transmission and distribution system 10 are obtained from the simulation result. It is also possible to generate a control set value that is maintained in a specified range.
[0044]
The arithmetic processing device 572 performs a billing process in accordance with the contract, and displays, as a calculation result on the screen of the display device 574, for example, power information (voltage, current, states of transformers / switches), a distributed power supply. It displays the operating status of the device, the display of device abnormalities, the power flow of the system, the result of voltage simulation, and the set values of each control.
[0045]
The results of the monitoring and the arithmetic processing by the arithmetic processing device 572 are stored in the respective databases 575 to 580. Then, if necessary, data is taken out from one of the databases and another arithmetic processing is executed. The database 575 stores data relating to the substation 1 for distribution, the database 576 stores data relating to the states of the automatic switch 15, the circuit breaker 35, and the transformers 18 and 34, and the database 577 stores the data for each section. Data relating to monitoring of the voltage and current is stored, and data relating to the operation status of the power generation device 40 in the local grid is stored in the database 578. Further, the database 579 stores predicted data relating to the power flow and the voltage in the regional power transmission and distribution system 10, and the database 580 stores data relating to charging information.
[0046]
Next, as a calculation process (power generation output) in the local power information center 5, when the customer 3b is divided into customers 1, 2, and 3, the local power transmission and distribution system 10 between the customer 1 and the customer 3 Will be described with reference to the flowchart of FIG. 6 is processed by the monitoring and control device 32 of each customer.
[0047]
First, in the customers 1 and 3 of the customers 3b, the power demand is monitored at predetermined time intervals, for example, at intervals of 10 minutes (Steps 1304 and 1308), and the power demand is predicted 10 minutes later (Step 1304). 1305, 1309). Thereafter, the power generation facility output is optimized based on each prediction (steps 1306 and 1310). Here, if the supply exceeds the power demand, the available power (Wex) is calculated (step 1307). On the other hand, if the supply is less than the power demand, the shortage power (ΔW) is calculated (step 1311). At this time, the customer 1 has sufficient power supply, and the customer 3 is in short supply.
[0048]
Next, it is determined whether or not the suppliable power (Wex) exceeds the deficient power (ΔW) (step 1312). When the suppliable power (Wex) exceeds the deficient power (ΔW), the power generation device in the customer 1 is determined. 40 is set so as to increase the output by ΔW (step 1313).
[0049]
On the other hand, when the suppliable power (Wex) is lower than the shortage power (ΔW), the output increase of the power generation device 40 of the customer 1 is set to Wex (step 1314). When the output of the power generator 40 is changed to Wex, an application is made for a period during which the output of the power generator 40 is increased (changed) (step 1315). A simulation is performed based on the power flow and voltage (step 1316). Based on the simulation result, the local power information center 5 issues an instruction (second control set value) to the customer 1 to increase (change) the output of the power generator 40, and the customer 1 issues the instruction. Is performed to increase the output of the power generation device 40 according to (1317). If necessary, the setting of the voltage adjusting device in the customer is changed (step 1318). Thereafter, the same processing is performed for the next time step, for example, 10 minutes later.
[0050]
Next, as the arithmetic processing in the local power information center 5, processing contents when performing arithmetic processing relating to power flow and voltage distribution will be described with reference to the flowchart of FIG. First, when a customer requests the local power information center 5 for an output change application ΔW of the power generating device 40 in the local power transmission and distribution system (step 1504), the local power information center 5 transmits the request via the communication line 20. In addition to collecting various kinds of information, for example, power information in the distribution substation 1, the switch 15, and the transformer 34 and power information of current / voltage monitoring results (step 1505), the operation status of the local system such as the voltage and section current. Is input (step 1506). Then, based on the collected information and the output change application ΔW of the power generation device 40, a simulation of a change in power flow and voltage distribution in the regional power transmission and distribution system is performed (step 1507). Based on the simulation result, it is determined whether or not the adjustment is possible by adjusting the local system voltage adjustment device 17 (step 1508). The setting change (first control set value) of the device 17 is instructed (step 1509), and the output change ΔW (second control set value) of the power generator 40 is instructed to the customer (step 1510). .
[0051]
On the other hand, when the change of the voltage of the local system voltage adjustment device 17 cannot cope with the change, the output change of the power generation device 40 is not permitted. When the predetermined time has elapsed (step 1511), and within the period of the output change request of the power generation device 40 (step 1512), based on the system operation status after the lapse of the predetermined time, the local transmission and distribution system 10 The power flow and the voltage distribution are simulated, the output of the power generator 40 and the voltage regulator 17 are reset, and the processing in this routine ends.
[0052]
FIG. 8 shows the transmission power of the power transmission and distribution system to which the customer 3 is connected when the customer 1 transmits the power to the customer 3. The dashed line is the transmission power when the transmission is not performed, and the solid line is the total transmission power including the transmission. The transmission capacity of the transmission and distribution system is 3000 kW. This is data for three days before and after the day when demand in summer was at its maximum.
[0053]
FIG. 8A is a characteristic diagram when the present invention is applied, and FIG. 8B is a case where a conventional power transmission service determined from the contract power and the installed capacity of the related consumer is applied. In the case of (b), the transmission power is 500 kW.
[0054]
On the other hand, in the case of (a), on the second day in the figure, the transmission power reaches the transmission capacity of 3000 kW, and the transmission power is restricted, but on other days, the transmission power of 1000 kW can be transmitted. . In the whole year, the transmission power reaches the transmission capacity of 3000 kW, and it is only several days before the transmission power is restricted.
[0055]
Here, in the power transfer, the power transfer amount on the power generation side and the power consumption amount on the demand side are set to be substantially equal (for example, a deviation of 3%) at predetermined time intervals (for example, 30 minutes). It must be operated and is commonly referred to as simultaneous equal. In the present invention, how to achieve the same simultaneous amount will be described with reference to FIG.
[0056]
FIG. 9 shows a case where the power generated by the plurality of power generation devices 40 (power on the power generation side) (power transmitted from each power generation device 40 to the power transmission and distribution system 10 is referred to as power generation 1 to power generation m) and the local power transmission and distribution system 10 shows a case where the power is conveyed via the line 10 and consumed by a plurality of customers (the power consumption of each customer receiving the power by the consignment is referred to as demand 1 to demand n). For simplicity, the description will be made on the assumption that there is no loss in the regional power transmission and distribution system 10, and power generation 1 to power generation m are all supplied by the controllable power generation device 40.
[0057]
The graph 2003 represents the sum total of the power transmitted from each monitored power generation device 40 to the power transmission and distribution system 10. The graph 2004 represents the sum of the demand power at each customer (demand place) receiving the power by the consignment. In this case, control for each power generation device 40 is performed at each time step T1, and this example indicates that control for increasing the amount of power generation is performed for each power generation device 40 at each time step T1. ing. The control for balancing the supply and demand of electric power is performed by the same amount control at the same time, and the time interval is set to T2. The graph 2006 represents the deviation (cumulative) of the power on the power generation side and the consumer side, and the generated power in the next time step so that the deviation (cumulative) of the power at a predetermined point in time becomes zero. (Control setting value) is determined. When a plurality of power generators 40 can be used, the transmission power can be allocated in consideration of economy.
[0058]
In the present embodiment, the power amount is also monitored in the process of controlling the deviation (accumulation) of the power at a predetermined time point to zero (the power amount monitoring interval is set longer than the power monitoring interval. This result is reflected in the control of the power generation device 40. The graph 2007 represents the total amount of electric power transmitted from each of the monitored power generation devices 40 to the power transmission and distribution system 10, and the graph 2008 represents the total amount of electric power demanded by each consumer who receives electric power by entrustment. The graph 2010 represents the deviation of the power amount between the power generation side and the consumer side (the consumer side receiving the power by consignment), and the control set value for each power generation device 40 so that the deviation of the power amount becomes zero. Is corrected as shown in a graph 2011 to finally determine a control value (control setting value). In this example, as shown in the graph 2010, the deviation of the electric energy is positive, and thereafter, a correction for reducing the control value is performed at each time step T1, and each correction is performed in accordance with the corrected control value. The power generation amount of the power generation device 40 is controlled.
[0059]
The deviation (accumulation) of the electric power coincides with the deviation of the electric energy if the measurement / control interval is shorter than the time change of the load / power generation amount. However, since there is a limit to shortening the measurement / control interval, control is performed to suppress the two deviations of the electric power (accumulated) and the electric energy to zero.
[0060]
In the description of FIG. 9, all the power generation devices 40 as power generation facilities are controllable. However, for power generation facilities (non-adjustment power generation facilities) such as solar power generation and wind power generation whose output cannot be arbitrarily controlled, What is necessary is just to apply the above-mentioned simultaneous same-quantity control to the power generation equipment (adjustment power generation equipment) that can be subtracted and controlled in advance from the total power demand.
[0061]
Next, a specific process of the simultaneous same amount control in the local power information sensor 5 will be described with reference to a flowchart of FIG. In the present embodiment, a case will be described in which demand data collection includes customers who monitor at short time intervals (large-scale customers) and customers who monitor at long time intervals (small-scale customers).
[0062]
First, power data of the power generation facilities (1 to m) including the power generation device 40 is collected (step 2201). For the non-regulating power generation equipment, the generated power at the time of control is predicted (step 2202). The collected data and the predicted values are transmitted to the local power information center 5 via the communication line 20 and recorded in the power generation facility database 2203 of the local power information center 5.
[0063]
On the other hand, the local power information center 5 collects demand data from large-scale customers at short time intervals (described as a short cycle in the figure) (step 2204) and records it in the demand database 2205. Next, it is determined whether or not demand data from a small-scale consumer has been acquired. When it is determined that demand data has been acquired (step 2206), small-scale demands are obtained at long time intervals (described as long periods in the figure). Demand data from customers is collected (step 2207), and the collected demand data is recorded in the demand database 2205. On the other hand, when it is determined that the demand data from the small customers has not been acquired, the demand at the timing corresponding to the long cycle is estimated from the short cycle demand data (step 2208). The demand data based on the actual measurement and the demand data based on the estimation are recorded in the demand database 2205.
[0064]
Next, the arithmetic processing unit 572 predicts the demand at the time of control (closest time) based on the information of the demand database 2205 (step 2209). At the timing of acquiring the electric energy (step 2210), the data of the electric energy on the power generation facility side and the demand side is collected (step 2211). The collected data is recorded in the power generation facility database 2203 and the demand database 2205.
[0065]
After that, the arithmetic processing unit 572, based on the prediction result regarding the non-adjustment power generation equipment power in step 2202 and the demand data recorded in the demand data 2205, according to the algorithm of FIG. Is calculated (step 2212). The control value is transmitted as a command value to the power generation equipment for adjustment, for example, the power generation device 40 (step 2213), and the operation of the power generation equipment for adjustment is executed according to the control value. At this time, the control value is recorded in the control value database 2214. Thereafter, if the processing has not been completed (step 2215), the processing shifts to the next time step (step 2216), and the same processing is executed.
[0066]
By performing the above-described processing, the same amount can be achieved simultaneously in various combinations of power generation facilities and demands.
[0067]
Next, the operation when performing the billing process will be described with reference to the flowchart of FIG. First, regarding the connection supply, the contract contents are determined in advance between the contractor A and the contractor B, and between the contractor C and the contractor C who provide information necessary for realizing the connection supply contract. (Step 1531). In this case, as the system connection fee type, a: guaranteed power connection fee (which guarantees connection to the system at any time within the contracted power range) or b: maximum power connection fee (specifying the maximum power that can be connected) And the power that can be connected is limited depending on the state of the system).
[0068]
When connecting to a power system, when "a" is selected as the connection charge type (step 1532), the output of the desired power supply can be changed within the range of the contract. On the other hand, when b is selected (step 1533), if it is possible to make a correction to the power output change (step 1534), a discount on the connection fee is applied (step 1535). This series of processing is recorded in the charging information database 580 (step 1536).
[0069]
Next, when it is time to calculate a fee (step 1540), a total of the regional system usage fee is calculated (step 1541), and the result is recorded in the charging information database 580 (step 1542). Further, the billing fee is calculated based on the total of the regional system fee and the information of the billing information database 580 (step 1543), and the billing fee is displayed on the screen of the display device 574 (step 1544). That is, when calculating the billing fee, the fee is calculated based on whether or not the connection fee has been discounted, and the calculation result is displayed on the screen. In this case, the billing fee can be transmitted as billing information to a designated customer via the communication network 6, the local system monitoring control sensor 2, and the communication line 20.
[0070]
Until now, a high-voltage system has been described as a regional power transmission and distribution system, but the present invention can also be applied to a special high-voltage power transmission and distribution system.
[0071]
FIG. 12 is a block diagram illustrating a device configuration of a consumer according to the second embodiment of the present invention. The customer 3 shown in FIG. 12 is an example of a device configuration of a customer interconnected to a 33 kV system, except that a transformer 39 for reducing the voltage at an interconnection point to the system to 6.6 kV is provided. The basic configuration of the device is the same as that of the customer 1 in FIG.
[0072]
Next, a third embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. In this embodiment, the power transmission and distribution system configuration, the device configuration, and the like are the same as those in FIG. 1, but the customer (power generation 1), the customer (power generation 2), and the customer (power generation 3) are replaced with the power generation device 40. The difference is that a new energy power supply 40R is provided as a distributed power supply. With respect to these new energy power sources 40R, it is possible for general electric utilities operating the power transmission and distribution system 10 to purchase power. However, when the number of new energy power sources 40R increases, the output fluctuation of the new energy power source 40R is large, and there is a problem that it is difficult to maintain the power quality of the power transmission and distribution system 10. On the other hand, it is desired that the supply from the plurality of new energy power sources 40R be maintained substantially constant as a whole.
[0073]
In the present embodiment, the new energy power supply 40R in the consumer (power generation 1) is a biomass power generation device, and a fuel storage facility (tank for storing biogas or the like as fuel) 50 is installed. The new energy power source 40R in the customer (power generation 2) and the customer (power generation 3) is a solar power generation device or a wind power generation device.
[0074]
An operation example when the new energy power supply 40R is used as the power generation equipment will be described with reference to FIG. A graph 2510 in FIG. 14 shows a daily change in electric power (hereinafter, referred to as reverse tide electric power) transmitted from the customer (power generation 2) to the power transmission and distribution system 10, and a graph 2520 shows a change from the customer (power generation 3). It shows a daily change in reverse tide power transmitted to the transmission and distribution system. Since the amount of power generated by both consumers depends on the amount of solar radiation, the patterns are almost similar. When a photovoltaic power generator is used as the new energy power supply 40R, reverse tide power can be generated during the daytime, but cannot be generated during the morning and evening hours.
[0075]
On the other hand, a graph 2530 shows a change in reverse tide power from the customer (power generation 1). This is based on the reverse tide power data from the customer (power generation 2) and the customer (power generation 3) collected by the local power information center 5, and adjusted the power generation amount of the biomass power generator of the customer (power generation 1). The result. That is, in consideration of the fact that no reverse flow power is generated from the customer (power generation 2) and the customer (power generation 3) in the morning and evening hours, the shortage of the reverse flow power is reduced by the biomass power generator of the customer (power generation 1). The power generation was adjusted to make up for this. As a result, the sum of the reverse tide powers from the three consumers can be maintained substantially constant as shown in graph 2540.
[0076]
The biogas is stored in the fuel storage facility 50, and the operation shown in the graph 2530 can be easily performed. When a power source whose output is difficult to control, such as a solar power generation device or a wind power generation device, is used as the new energy power supply 40R, a method of storing the hydrogen generated by the reverse reaction in combination with the fuel cell, as shown in the graph 2530. Such operation can also be performed.
[0077]
As described above, according to the present embodiment, when power transmission and distribution is performed while coordinating between the local power information center 5 and the local power transmission and distribution system 10, system information relating to the power flow and voltage of the local power transmission and distribution system 10 is provided. And collects customer information on power consumption and power generation of each customer, and further collects consignment information on a request for consignment transmission using the regional power transmission and distribution system 10 based on the collected information. Since the regional power transmission and distribution system voltage regulator 17 is adjusted and the output of the distributed power supply is adjusted, congestion of the power flow in the regional transmission and distribution system 10 can be suppressed.
[0078]
Further, according to the present embodiment, as an advantage of the contractor A (owner of the regional transmission and distribution system),
(1) Based on the provided information, the voltage and frequency of the local transmission and distribution system 10 can be maintained and the power flow can be controlled.
[0079]
(2) The regional transmission and distribution system 10 can be used effectively.
[0080]
On the other hand, as an advantage of contract B (contract customer),
(1) The restriction on the interconnection of the distributed power supply to the grid is relaxed, and the distributed power supply in the customer can be operated efficiently.
[0081]
(2) Power transfer becomes easy.
[0082]
Also, as an advantage given to contractor C (service provider),
(1) Stable business becomes possible for a relatively long time.
[0083]
(2) Various services utilizing the collected power information can be provided.
[0084]
These advantages are based on the monitoring information of the local transmission and distribution system 10 provided by the contractor A, the load state data provided by the contractor B, the power generator state data, and the power transfer request from the contractor B, A simulation of the related regional transmission and distribution system 10 is performed, and a command value (control setting value) for necessary control can be presented to the contractor A and the contractor B. Further, billing can be performed based on the data of the above-described power transfer request, power transmission and distribution system, load, and power generation device.
[0085]
【The invention's effect】
As described above, according to the present invention, it is possible to suppress the power flow from becoming congested in the regional power transmission and distribution system.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a block diagram of a power transmission and distribution system to which the present invention is applied.
FIG. 2 is a device configuration diagram of a consumer who does not have a power generation device.
FIG. 3 is a device configuration diagram of a consumer having a power generation device.
FIG. 4 is a block diagram of a monitoring control device.
FIG. 5 is a block diagram of a local power information center.
FIG. 6 is a flowchart for explaining the content of a calculation process (power generation output) in a local power information center.
FIG. 7 is a flowchart for explaining the content of calculation processing (voltage distribution) in the local power information center.
FIGS. 8A and 8B are diagrams for explaining an operation example of the consignment, wherein FIG. 8A is a diagram showing a characteristic result by the operation method according to the present invention, and FIG. 8B is a diagram showing a characteristic result by the conventional operation method; is there.
FIG. 9 is a diagram for explaining a configuration in which power transfer is performed simultaneously with the same amount.
FIG. 10 is a flowchart for explaining the operation when the power transfer is performed simultaneously with the same amount.
FIG. 11 is a flowchart illustrating a billing process according to the present invention.
FIG. 12 is a customer equipment diagram showing a second embodiment of the present invention.
FIG. 13 is a block diagram of a power transmission and distribution system according to a third embodiment of the present invention.
FIG. 14 is a diagram illustrating an operation when controlling reverse tide power using a new energy power source as a distributed power source.
[Explanation of symbols]
1 Distribution substation
2 Regional system monitoring center
3a, 3b customer
5 Regional Power Information Center
10 Regional transmission and distribution system
16 Monitor device
17 Regional system voltage regulator
20 Communication line
32 Monitoring and control equipment
36 loads
38 Interconnection protection device
40 generator
40R new energy power supply
41 Power generation monitoring and control device

Claims

While collecting system information on the power flow and voltage of a specific regional transmission and distribution system in the transmission and distribution system, the power consumption of each customer connected to the regional transmission and distribution system and the customer having a power generation device among the customers Information collection means for collecting customer information on the amount of power generation, and further collecting information on a request for a transmission of electricity using the regional power transmission and distribution system, based on the information collected by the information collection means. Arithmetic processing means for generating a first control set value for adjusting the voltage of the regional power transmission and distribution system and generating a second control set value for adjusting the output of the power generating device; Means for transmitting a first control set value generated by the means to the voltage adjusting device for adjusting the voltage of the regional power transmission and distribution system, and a second control set value generated by the arithmetic processing means to output the output of the power generation device. Regional power information monitoring system comprising a communication means for transmitting the power output adjustment apparatus for settling.

2. The local power information monitoring system according to claim 1, wherein the arithmetic processing unit is configured to adjust a reactive power of the local transmission and distribution system based on information collected by the information processing unit. 3. Wherein the communication means transmits a third control set value generated by the arithmetic processing means to a reactive power adjusting device that adjusts reactive power of the regional transmission and distribution system. Information monitoring system.

While collecting system information on the voltage of a specific regional transmission and distribution system in the transmission and distribution system, the power consumption of each customer connected to the regional transmission and distribution system and the power generation of a customer having a power generation device among the customers Information collecting means for collecting customer information on the amount of electricity, and further collecting information on a request for consignment of transmission using the regional power transmission and distribution system, and the power generation based on the information collected by the information collecting means. Computing means for generating a control set value for adjusting the output of the device, and communication means for transmitting the control set value generated by the arithmetic processing means to a power output adjusting device for adjusting the output of the power generator. Regional power information monitoring system.

4. The local power information monitoring system according to claim 1, wherein the arithmetic processing unit, when generating each of the control setting values, uses the information collected by the information collecting unit. 5. A simulation is performed on the power flow and voltage distribution of the regional transmission and distribution system based on the simulation result, and a control set value is generated from the simulation result so that the voltage and frequency of the regional transmission and distribution system are maintained in a specified range. Local power information monitoring system.

5. When operating the regional power information monitoring system according to claim 1, a customer having the power generation device and a business operator having the local power transmission and distribution system have a guaranteed power connection fee. 6. A method for operating a regional power information monitoring system, comprising: transmitting a local transmission and distribution system usage fee to a customer having the power generation device as charging information via a communication network when a contract is made with the local power information distribution system.

5. When operating the regional power information monitoring system according to claim 1, a customer having the power generation device is connected to a business having the local transmission and distribution system and a maximum power connection fee. When contracting in, the output of the power generator using the power output adjustment device of the consumer having the power generator, the connection fee is discounted each time the customer operates at an output different from the output desired by the customer, A method for operating a regional power information monitoring system, characterized in that a charge obtained by subtracting the discounted charge from a transmission and distribution system usage charge is transmitted to a customer having the power generation device as charging information via a communication network.

A local power supply that supplies power to each customer of a specific regional power transmission and distribution system from a power plant via a power transmission and distribution system, and supplies power from a customer having a power generation device to another customer among the customers. In the supply system, while collecting system information related to the power flow and voltage of the specific regional transmission and distribution system, the power consumption of each customer connected to the regional transmission and distribution system and a customer having a power generation device among the customers Information collection means for collecting customer information on the amount of power generation, and further collecting information on a request for a transmission of electricity using the regional power transmission and distribution system, based on the information collected by the information collection means. Arithmetic processing means for generating a first control set value for adjusting the voltage of the regional power transmission and distribution system and for generating a second control set value for adjusting the output of the power generation device Transmitting a first control set value generated by the arithmetic processing unit to a voltage adjusting device that adjusts the voltage of the regional power transmission and distribution system, and transmitting a second control set value generated by the arithmetic processing unit to the power generation device. Communication means for transmitting power to a power output adjustment device for adjusting output; and a power generation device which is disposed in a customer having a power generation device among consumers connected to the specific regional power transmission and distribution system, and the power generation is performed according to the second control set value. A local power supply system comprising: power generation control means for controlling the output of the device.

8. The local power supply system according to claim 7, wherein said power generation control means controls the same amount of electricity at the same time for predicting power demand and optimizing output of the power generation device based on a load device status signal indicating a status of the load device. A local power supply system comprising: performing a calculation to generate a second control set value; and controlling an output of the power generation device based on the second control set value.