地点別電源接続評価指標に関する検討 - 電気・情報系

6-110
平成 22 年電気学会全国大会
地点別電源接続評価指標に関する検討
鈴木
玄軌＊ (東北大学)，岡田
健司 (東北大学・電力中央研究所)
Study of locational generation connection evaluation index
Genki Suzuki (Tohoku University), Kenji Okada (Tohoku University・CRIEPI)
i 発電機の CO2 排出係数（kg・CO2/MWh)。
１．はじめに
競争環境下では，発電設備と流通設備の整合性のとれた
なお、(4)式の想定故障 S におけるｋ送電線を流れる有効電
設備形成が難しくなることや想定外の電力託送の急増など，
複数の要因が複雑に関係し合い，送電系統における混雑が
力潮流は DC 法を用いて(6)式のように、(2)式の送電損失は
(7)式のように求める。ただし、送電損失は、(7)式に示すよ
発生する危険が高まる。さらに、近年では地球温暖化防止
うに、
送電線の N-1 基準を満足した全送電線健全時(S=0) 送
の観点から、CO2 排出抑制も求められている。著者らは、
電線潮流(Fk(0)2)を用いて算出する。
これまでに発電機コスト最小とする需給バランスを求める
際に CO2 排出量制約を考慮し，シミュレーション分析を行
った結果、CO2 排出量制約により新たに送電混雑が発生す
る危険性があることを示した。経済性・信頼性・環境性を
考慮した候補接続先を提示することは、今後、発電設備と
流通設備計画の不整合を是正し、実運用時での経済的損失
を抑制する点においても有益な情報となる。そこで、本研
究では、さらに送電損失を考慮した地点別供給コストを用
(6)
2
Lk  rk  Fk(0)
(7)
Ct(s)ki：想定故障 S 時のノードとブランチの接続状態を表す
転置行列、Y(s)B：想定故障 s 時のヤコビ行列、Z(s)：想定故
障 S 時のインピーダンス行列を表す。a(s)ki：想定故障 S 時の
潮流分流係数、rk：k 送電線の抵抗分[p.u.]。
(2)～(5)式の制約条件を満足し(1)式の目的関数を最小と
する系統並列電源の発電出力を求めるために、本研究では、
(8)式のラグランジェ関数を用いた。
いた新規電源接続評価の検討結果を報告する。
２．地点別電源接続評価指標の算出
＜2・1＞経済・信頼性・環境性を考慮した地点別供給コス
トの算出
(s)
Fk( s)  YB( s)Ckit ( s) Z ( s) Pi  aki
Pi  A( s ) Pi
本研究では、(1)式の目的関数（CT）を最小化
し、(2)～(5)式の制約条件を満足する系統並列電源の発電出
M
i 1
j 1
N
  GUi ( gi  g m
力（有効電力）を求めた。
N
N
   Ci ( gi )   (  d j 
N
CT   Ci ( gi )   (ai gi2  bi gi  ci )
K
N
j 1
i 1
 Lk   gi )
ai )x
i 1
K 1 K
N
 GLi ( g m
i 1
(8)

(1)

 d j   Lk   gi
(2)
 CO2 (TCO2  {CO2 ( gi )  gi }
gmin i  gi  gmax i
(3)
(s)
Fk( s )  Fmax
k
(4)
i 1
i 1
M
K
N
j 1
k 1
i 1
i 1
(s)
Tk
( Fm( s )a k x Fk( s ) )
s 1 k 1
N
i 1
上式を用いて、以下のように発電機が接続する各ノードの
地点別供給コスト(LMCi)を求めることができる(1)。
N
TCO2   CO2 gi   gi
ii n g i )
(5)
LMCi 
N：系統に並列する発電機数，gi：i 発電機の発電出力(有効

電力)[MW]，Ci(gi)：i 発電機の出力 gi 時の燃料費［千円］
，
gmini・gmaxi：i 発電機の発電出力の上下限制約(MW)，M：系
K L
 Ci ( gi )

  (  k  1)  GUi  GLi
gi
gi
j 1 gi
K 1 K

(s)
Tk
s 1 k 1
Fk( s )
gi
(9)
 CO2  CO2 (Gi )
d：
統内の負荷需要数，
j j 需要の負荷量(有効電力負荷)[MW]，
この地点別供給コストは、米国の一部の ISO (Independent
Lk：k 送電線の送電損失(有効電力損失)[MW]、F(s)k：想定故
System Operator) の 卸 電 力 市 場 で 採 用 さ れ て い る LMP
障 S におけるｋ送電線を流れる有効電力潮流[MW]，想定故
(Locational Marginal Price)を拡張したもので、従来の経済
障 S における k 送電線の運用容量制約値[MW]，S：想定事
性・信頼性に加え、CO2 排出抑制等の環境性も考慮した短
故状態で，S=0 は全送電線が健全，S=1～NB は K 本ある送
期限界費用原理に基づく発電機の限界費用に相当する。
電線の内の 1 本で故障(１回線故障)が発生していることを
＜2・2＞地点別電源接続評価指標
意味する。TCO2：系統全体の CO2 排出量（kg・CO2）
，CO2(gi)：
電機接続ノードの地点別供給コストは、系統内に送電混雑
2010/3/17～19
東京
-191(第 6 分冊)
(9)式で求めた、各発
©2010 IEE Japan
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平成 22 年電気学会全国大会
が無ければ、限界送電損失分( Lk gi )のみに依存し格差が
生じる。一方、系統内の需要分布と大きさにも関係するが、
CO2 排出制約の水準によっては、系統並列発電機の運転パ
10
27
(28)
26
(27)
G10
ターンの変化（例えば、定格運転から部分負荷運転への変
9
28
化など）により、想定外の送電線で混雑が発生することも
予想される。このように環境制約下で、これまで想定して
(30)
L12
G1
G9 L11
G2
1
格差が生じる可能性がある。本研究では、地点別供給コス
トの各構成要素の大きさ（特に送電混雑に関する項目）を、
11
13
15
16
比較することで、地点別電源接続評価指標として利用する。
(3)
(6)
(9)
(12)
L3
(5)
12
(4)
L10
G6
(10)
(11)
6
(25)
(15)
L5
(31)
19
21
22
(18)
(20)
(22)
(16)
17
L2
G7
7
(13)
5
(14)
18
G5
14
L1
系統標準モデルの拡充系統モデルの内、EAST10 機-O/V 系
3
(8)
(2)
本研究では、モデル系統として、図１に示す電気学会電力
(7)
G3
(26)
4
(1)
＜3・ 1＞モデル系統とシ ミュレーションケースの概 要
G8
G4
2
いなかった送電混雑の発生により、地点別供給コスト間に
３．シミュレーション結果の概要
8
(29)
L7
(17)
(23)
(21)
20
23
(19)
L4
25
24
(24)
L6
L8
L9
(2)
図 1 モデル系統の構成
Fig.1. Configuration of a model system
統モデルを利用した(2)。なお、系統需要は、68,600MW とし
て、EAST10 機-O/V 系統モデルの各負荷の比率を参考に、
Locational Supply Cost(Yen/kWh)
献(1)で用いた値を利用した。
＜3・2＞地点別電源接続評価指標に基づく電源接続
Locational Supply Cost(LMP)
Locational Congestion cost
25
特性を利用した。さらに、各発電機の CO2 排出係数は、文
CO2
制約を、送電容量制約などを考慮しない無制約時の CO2 排
出量の 1％削減(1.67×107kg・CO2)として、N-1 送電故障を
考慮し需給バランスを求めた結果、送電線 9 の送電線故障
によって発生した送電線 9 の送電混雑を解消しするために、
各電源の出力調整が行われる。この時、地点別供給コスト
の送電混雑に関する項目（ここでは地点別送電混雑コスト
と称す）が大きな主要ノードの地点別供給コストの地点別
20
2
15
1.5
10
1
5
0.5
0
0
16
19
25
-5
送電混雑コストを図 2 に示す。
2.5
Locational Congestion Cost (Yen/kWh)
割り当てた。図１に示す発電機の諸特性は、文献（2）の諸
-0.5
Node
仮に、7000MW の LNG 火力を新たに系統に接続しようと
図 2 主要ノードの地点別供給コストの内訳
Fig.2. Details of locational supply cost of main nodes
考えた場合、図 2 に示すノード 16 に接続する。このノード
16 を接続先と判断した理由は、系統内のノード内で最も送
電混雑を解消する貢献度が高いからである。ノード 16 に接
選択することが可能である。しかし、接続先を選定する際
続した結果、CO2 排出量は、無制約時 CO2 排出量の 12.5%
に予測出来なかった新たな送電混雑が発生する可能性があ
まで削減することができるが、総発電コストは 2.08×107 円
ることが示された。今回提案した接続評価指標は、系統側
増加した。
から見た送電混雑解消のノード別貢献度である。よって、
一方、と新たに接続した新規電源（LNG、7000MW）の
選択した接続ノードの選択は送電混雑解消の貢献度からみ
出力の増加と他の電源（主に石油火力）の出力低下により、
て決して間違いではない。しかし、これらの予測不能な送
新たに送電線 15 と 26 の故障時にそれぞれ送電線の混雑が
電混雑の発生は、CO2 排出量制約の想定にも関わるが、接
発生してしまう。接続した新規電源により、想定した送電
続する発電機と既存電源との燃料費特性によって決まる発
線故障を起因とする送電混雑を解消することは可能である
電出力に大きく依存するものと思われる。
ものの、接続先を選定する際に予測出来なかった新たな送
文
電混雑を発生させる可能性があることが示された。
４．まとめ
本稿では、経済性・信頼性・環境性を考慮した需給バラ
献
(1)鈴木玄軌・岡田健司：電気学会電力技術・電力系統技術合
同研究会、 PE-09-137(PSE-09-145)(2009)
(2)電気学会、電力系統標準モデルの拡充系統モデル
http://www2.iee.or.jp/ver2/pes/23-st_model/index030.html
ンスを求める際に導出する地点別供給コストの内訳を、電
源の系統接続のための評価指標とする方法を検討した。接
続評価時に想定した送電混雑を有効に抑制できる接続先が
2010/3/17～19
東京
-192(第 6 分冊)
©2010 IEE Japan