報告書番号

GD22019

タイトル（和文）

時間帯別の無効電力必要量に基づく発電機起動停止計画見直し手法の提案－マストラン運転制約による電圧調整能力の確保－

タイトル（英文）

Proposal of a Method for Rescheduling Unit Commitment Based on Estimation of Reactive Power Requirement by Time Period- Securing Ability of Voltage Management on Account of Must-run Constraint -

概要 （図表や脚注は「報告書全文」に掲載しております）

背 景
再生可能エネルギー電源(以下，再エネ)の大量導入に伴う同期発電機(以下，発電機)の並列台数減少により，系統の電圧調整能力が低下するため，電圧の上下限制約違反が生じ，解消が困難な状況が増えることが懸念される。そのため，前日等の電圧運用の計画段階において，発電機の無効電力の調整能力を追加・再配分する手法が必要となる。
目 的
電圧上下限制約違反の防止に必要となる発電機の無効電力量を時間帯別に算出する手法を開発し，これに基づいて発電機起動停止計画の見直しを行う手法を提案する。
主な成果
1. 発電機母線における無効電力必要量の時間帯別算出手法の開発
電圧上下限制約の違反を防止するために必要な発電機母線の無効電力量(以下，Q 必要量)を，時間帯別に算出する手法を開発した(図1 色付け箇所)。開発手法では，各時刻に各発電機母線で必要となる無効電力量(Qreq)を，当該母線に並列可能な発電機の無効電力出力範囲を設定した最適潮流計算(OPF)を用いて算出する。このとき，事故時にも制約違反を防止することを考慮して，時間帯毎に全ての想定事故条件で注入量Qreq を算出し，各時間帯における最大の| Qreq |をQ必要量とする。
2. 無効電力必要量に基づく発電機起動停止計画見直し手法の提案
当所既開発のVQC シミュレータ(以下，VQCsim) 1)を用いて，Q 必要量に基づいて発電機起動停止計画を見直す手法を提案した(図1)。提案手法では，Q 必要量が算出された時間帯において当該母線の発電機をマストラン運転とする制約を考慮して発電機起動停止計画問題を解く。また，電圧逸脱が最大限発生しなくなるまで，繰り返しマストラン運転制約を追加し，必要な発電機の無効電力の調整能力を確保した発電機起動停止計画を策定する。
3. 提案手法の検証
電気学会EAST30 機系統モデルに基づき作成したモデルと表1 に示すシミュレーション条件をもとに，提案手法の有効性を検証した。検証では，再エネ大量導入による重潮流や発電機の並列台数減少により，電圧下限制約の違反が発生する状況を想定した。提案手法の適用により，本検証の条件では2 回の計画見直しによって電圧逸脱が解消され(図2，表2)，発電機の無効電力の調整能力が追加的に確保できたことを確認した。
注1) GD22015「需給構造の変化に対応した電圧運用制御の高度化に向けたVQCシミュレータの改良」(2023.05)

概要 （英文）

The number of renewable energy sources (RES) introduced to the power system is rapidly increasing to realize carbon neutrality by 2050. As a result, conventional synchronous generators (SG) may be out of service for balancing supply and demand. Consequently, the ability to manage voltage in the transmission network will decrease. In this paper, we propose an evaluating method of day-ahead reactive power(Q) requirement by time period, and a method for rescheduling of unit commitment based on the requirement. The method for calculating Q requirement and rescheduling of unit commitment based on the requirement is executed as follows:
i) Calculate Optimal Power Flow (OPF) at the time when voltage violation occurs during a time domain voltage simulation. OPF calculates the minimum amount of Q injection/absorption required to clear the voltage violation.
ii) Calculate voltage simulations for each contingency(N-1) condition. The maximum reactive power injection/absorption during the evaluation period (Teval) for all conditions is determined as the Q requirement for the period.
iii) Reschedule the unit commitment considering must-run constraints based on the Q requirement of each period (Teval).
A basic numerical example using the model based on IEEJ EAST30 confirms the effectiveness of the proposed method.

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