JP2022184637A - Supply-demand management system, supply-demand management method and program - Google Patents

Supply-demand management system, supply-demand management method and program Download PDF

Info

Publication number
JP2022184637A
JP2022184637A JP2021092588A JP2021092588A JP2022184637A JP 2022184637 A JP2022184637 A JP 2022184637A JP 2021092588 A JP2021092588 A JP 2021092588A JP 2021092588 A JP2021092588 A JP 2021092588A JP 2022184637 A JP2022184637 A JP 2022184637A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
power generation
distributed power
supply
amount
distributed
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
JP2021092588A
Other languages
Japanese (ja)
Inventor
慶明 志賀
Yoshiaki Shiga
健史 大場
Takeshi Oba
拓也 本宮
Takuya Motomiya
ほなみ 丸山
Honami Maruyama
高廣 下尾
Takahiro Shimoo
博正 進
Hiromasa Shin
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Toshiba Corp
Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Original Assignee
Toshiba Corp
Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Toshiba Corp, Toshiba Energy Systems and Solutions Corp filed Critical Toshiba Corp
Priority to JP2021092588A priority Critical patent/JP2022184637A/en
Publication of JP2022184637A publication Critical patent/JP2022184637A/en
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Landscapes

  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)

Abstract

To provide a supply-demand management system, a supply-demand management method and a program that accurately estimate the overall power generation amount of a power generation balancing group with a plurality of distributed power sources even without installing remote measuring devices for acquiring power generation data for some distributed power sources.SOLUTION: A supply-demand management system 11 in an electric power system comprises: a first estimating unit 51 for estimating the power generation amount for each transaction time zone in a market for distributed power sources 21-1 to 21-4 equipped with a remote measuring device; a correlation coefficient calculation unit 52 for calculating a correlation coefficient between the power generation amount of distributed power sources not equipped with the remote measuring device and the power generation amount of the distributed power sources equipped with the remote measuring device; and a second estimating unit 53 for estimating the power generation amount for each transaction time zone for the distributed power sources not equipped with the remote measuring device, using the power generation amount generated by the distributed power sources equipped with the remote measuring device selected based on the correlation coefficients for the distributed power sources not equipped with the remote measuring device for each transaction time zone.SELECTED DRAWING: Figure 3

Description

本発明の実施形態は、需給管理システム、需給管理方法およびプログラムに関する。 TECHNICAL FIELD Embodiments of the present invention relate to a supply and demand management system, a supply and demand management method, and a program.

近年、電力システムにおいて、自然変動性の再生可能エネルギー（ＶＲＥ：Variable Renewable Energy）電源に代表される電源の多様化及び分散化が進んでいる。例えば、仮想発電所（ＶＰＰ：Virtual Power Plant）等において、各地に分散した複数の分散電源が存在するインバランスを算定する対象となる発電バランシンググループの全体を総合的に制御して、再生可能エネルギーの出力変動や気温変動によって生じる電力の需要と供給（発電）との差（インバランス）を軽減するための技術が開発されている。 BACKGROUND ART In recent years, in electric power systems, the diversification and decentralization of power sources, typified by variable renewable energy (VRE) power sources, have progressed. For example, in a virtual power plant (VPP: Virtual Power Plant), etc., it is possible to comprehensively control the entire power generation balancing group, which is the target of calculating the imbalance in which there are multiple distributed power sources distributed in various places, and to use renewable energy. Technology has been developed to reduce the difference (imbalance) between power supply and demand (power generation) caused by output fluctuations and temperature fluctuations.

特開２００９－５００６４号公報JP 2009-50064 A

しかしながら、上述のようなインバランスを軽減するための技術によれば、発電量の小さな分散電源を含む全ての分散電源に発電量データ取得用のテレメータ（遠隔計測機器）などを設置する必要がある。そのため、上述のようなインバランスを軽減するための技術によれば、コスト高になり、経済合理性の低下が懸念される。 However, according to the technology for reducing the imbalance as described above, it is necessary to install a telemeter (remote measurement device) or the like for acquiring power generation amount data at all distributed power sources, including distributed power sources with a small amount of power generation. . Therefore, according to the technique for reducing the imbalance as described above, there is a concern that the cost will be high and the economic rationality will be lowered.

本発明の実施形態は、上記に鑑みてなされたものであって、一部の分散電源に発電量データ取得用の遠隔計測機器などを設けなくとも、分散電源が複数存在する発電バランシンググループの全体の発電量を高精度に推定することができる需給管理システム、需給管理方法およびプログラムを提供することを目的としている。 The embodiments of the present invention have been made in view of the above, and the entire power generation balancing group in which a plurality of distributed power sources exist can be controlled without providing a remote measuring device for acquiring power generation amount data in some of the distributed power sources. It is an object of the present invention to provide a supply and demand management system, a supply and demand management method, and a program capable of estimating the amount of power generation with high precision.

実施形態の需給管理システムは、第１推定部と、相関係数計算部と、第２推定部と、を備える。第１推定部は、複数の分散電源を含みインバランスを算定する対象となる発電バランシンググループに含まれる前記分散電源のうち、遠隔計測機器が備わっている前記分散電源について、市場における取引時間帯毎の発電量をそれぞれ推定する。相関係数計算部は、前記発電バランシンググループの全体の実発電実績のデータに基づき、前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源の発電量と、前記遠隔計測機器が備わっている前記分散電源の発電量との相関係数を計算する。第２推定部は、前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源に対する前記相関係数に基づいて選択された前記遠隔計測機器が備わっている前記分散電源の前記取引時間帯毎の発電量を用いて、前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源についての前記取引時間帯毎の発電量を推定する。 A supply and demand management system of an embodiment includes a first estimator, a correlation coefficient calculator, and a second estimator. A first estimating unit calculates, for each distributed power source equipped with a remote measuring device, among the distributed power sources included in a power generation balancing group that includes a plurality of distributed power sources and is a target of imbalance calculation, for each trading time zone in the market. , respectively. The correlation coefficient calculation unit calculates the power generation amount of the distributed power sources without the remote sensing devices and the distributed power sources with the remote sensing devices based on actual power generation performance data of the entire power generation balancing group. Calculate the correlation coefficient with the power generation amount. The second estimating unit uses the power generation amount for each transaction time period of the distributed power source equipped with the remote sensing device selected based on the correlation coefficient for the distributed power source not equipped with the remote sensing device. to estimate the amount of power generation for each trading time period for the distributed power source that is not equipped with the remote measuring device.

図１は、実施形態に係る電力システムの構成の一例を示す図である。Drawing 1 is a figure showing an example of composition of a power system concerning an embodiment. 図２は、実施形態に係る需給管理システムのハードウェア構成の一例を示すブロック図である。FIG. 2 is a block diagram showing an example of the hardware configuration of the supply and demand management system according to the embodiment. 図３は、実施形態に係る需給管理システムの機能構成の一例を示すブロック図である。FIG. 3 is a block diagram illustrating an example of the functional configuration of the supply and demand management system according to the embodiment; 図４は、実施形態に係る需給管理システムにおける処理の流れを概略的に示すフローチャートである。FIG. 4 is a flow chart schematically showing the flow of processing in the supply and demand management system according to the embodiment. 図５は、実施形態に係る発電バランシンググループの全体の発電量の経時変化を例示的に示す図である。FIG. 5 is a diagram exemplifying temporal changes in the overall power generation amount of the power generation balancing group according to the embodiment.

以下、添付の図面を用いて、実施形態に係る需給管理システム、需給管理方法およびプログラムについて説明する。 A supply and demand management system, a supply and demand management method, and a program according to embodiments will be described below with reference to the accompanying drawings.

＜システム構成＞
図１は、実施形態に係る電力システム１の構成の一例を示す図である。電力システム１は、需給管理システム１１、分散電源制御システム１２、複数の分散電源２１を含みインバランスを算定する対象となる発電バランシンググループ２０、通信ネットワーク２５、及び送配電ネットワーク２６を含む。図１に示すように、発電バランシンググループ２０は、所定のエリア内に分散した分散電源２１を複数備える。 <System configuration>
Drawing 1 is a figure showing an example of composition of power system 1 concerning an embodiment. The power system 1 includes a supply and demand management system 11 , a distributed power source control system 12 , a power generation balancing group 20 including a plurality of distributed power sources 21 and subject to imbalance calculation, a communication network 25 , and a power transmission and distribution network 26 . As shown in FIG. 1, the power generation balancing group 20 includes a plurality of distributed power sources 21 distributed within a predetermined area.

分散電源２１は、それぞれ独立して発電（電力の出力）を行うことができる複数の分散電源２１－１～２１－４を含む。各分散電源２１－１～２１－４は、それぞれ発電特性が異なるものであってもよく、設置位置や電力系統への連系点は地理的に離れていてもよく、制御情報や計測情報を伝送するための通信手段はそれぞれ異なってもよい。図１においては、４個の分散電源２１－１，２１－２，２１－３，２１－４が存在する例が示されている。以下、複数の分散電源２１－１～２１－４を総称して分散電源２１と記載する場合がある。 The distributed power source 21 includes a plurality of distributed power sources 21-1 to 21-4 each capable of independently generating power (power output). Each of the distributed power sources 21-1 to 21-4 may have different power generation characteristics, may be geographically separated from each other in terms of installation position or connection point to the power system, and may be used to obtain control information and measurement information. Each communication means for transmission may be different. FIG. 1 shows an example in which there are four distributed power sources 21-1, 21-2, 21-3, and 21-4. Hereinafter, the plurality of distributed power sources 21-1 to 21-4 may be collectively referred to as distributed power sources 21. FIG.

分散電源２１の種類は特に限定されるべきものではないが、本実施形態の分散電源２１は、例えば、太陽光、風力等の再生可能エネルギー（ＶＲＥ：Variable Renewable Energy）を利用して発電する再生可能エネルギー電源である。 Although the type of the distributed power source 21 should not be particularly limited, the distributed power source 21 of the present embodiment is, for example, a regeneration that generates power using renewable energy (VRE: Variable Renewable Energy) such as sunlight and wind power. It is a renewable energy source.

図１に示すように、実施形態に係る電力システム１においては、テレメータ（遠隔計測機器）３０により、リアルタイムで発電量実績や気象データを送信できる機能が備わっている分散電源２１（２１－１、２１－４）と、テレメータ３０が備わっていない分散電源２１（２１－２、２１－３）が混在している。 As shown in FIG. 1, in the electric power system 1 according to the embodiment, a distributed power source 21 (21-1, 21-4) and the distributed power sources 21 (21-2, 21-3) not equipped with the telemeter 30 are mixed.

需給管理システム１１は、電力システム１の需給を管理するための処理を行うシステムである。本実施形態に係る需給管理システム１１は、電力の需要に基づき、発生させるべき電力の目標値、すなわち複数の分散電源２１の各出力を合計したシステム出力値の目標値であるシステム目標値の演算、分散電源制御システム１２に対する制御指令の出力等を行う。 The supply and demand management system 11 is a system that performs processing for managing the supply and demand of the electric power system 1 . The supply and demand management system 11 according to the present embodiment calculates a system target value, which is a target value of the power to be generated, that is, a target value of the system output value obtained by summing each output of the plurality of distributed power sources 21, based on the power demand. , and outputs control commands to the distributed power source control system 12 .

なお、本実施形態においては、多種の分散電源２１－１～２１－４で構成する発電バランシンググループ２０全体の当日市場（１時間前市場）の取引時間帯毎の計画値を、電気事業の広域的運営を推進することを目的として設立されたＯＣＣＴＯ（Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators：電力広域的運営推進機関）などの外部機関に予め提出するものとする。このような外部機関に予め提出した発電バランシンググループ２０の全体の取引時間帯毎の計画値は、当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）前の外部機関への提出計画値として需給管理システム１１に記憶しておく（図３参照）。当日市場（１時間前市場）については、後述する。 In the present embodiment, the planned value for each trading time zone of the current day market (1 hour-ahead market) of the entire power generation balancing group 20 composed of various distributed power sources 21-1 to 21-4 is It shall be submitted in advance to an external organization such as the OCCTO (Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators) established for the purpose of promoting cross-regional operation. The planned value for each trading time period of the entire power generation balancing group 20 submitted in advance to such an external institution is the demand and supply plan value to be submitted to the external institution before the gate closing (GC) of the current day market (one hour ahead market). It is stored in the management system 11 (see FIG. 3). The same-day market (1 hour-ahead market) will be described later.

分散電源制御システム１２は、分散電源２１を制御するための処理を行うシステムである。本実施形態に係る分散電源制御システム１２は、需給管理システム１１から出力された制御指令等に応じて、分散電源２１－１～２１－４毎の出力の目標値である分散電源目標値の演算、各分散電源２１－１～２１－４に対する制御指令の出力等を行う。 The distributed power supply control system 12 is a system that performs processing for controlling the distributed power supply 21 . The distributed power source control system 12 according to the present embodiment calculates distributed power source target values, which are output target values for each of the distributed power sources 21-1 to 21-4, in accordance with control commands and the like output from the supply and demand management system 11. , and outputs control commands to each of the distributed power sources 21-1 to 21-4.

図１に示す例では、需給管理システム１１、分散電源制御システム１２、及び各分散電源２１が通信ネットワーク２５を介して通信可能に接続されている。通信ネットワーク２５は、所定の通信プロトコルを用いて複数のコンピュータ間で情報の送受信を可能にするネットワークである。通信ネットワーク２５は、例えばインターネット、ＬＡＮ（Local Area Network）、ＷＡＮ（Wide Area Network）等を含んで構成される。各分散電源２１は、送配電ネットワーク２６に接続されている。送配電ネットワーク２６は、電力の送配電を可能にする設備を含むネットワークである。送配電ネットワーク２６は、分散電源２１からの電力を所定の需要家に向けて供給可能にする。 In the example shown in FIG. 1, the supply and demand management system 11, the distributed power supply control system 12, and each distributed power supply 21 are connected via a communication network 25 so as to be able to communicate with each other. The communication network 25 is a network that enables transmission and reception of information between a plurality of computers using a predetermined communication protocol. The communication network 25 includes, for example, the Internet, a LAN (Local Area Network), a WAN (Wide Area Network), and the like. Each distributed power source 21 is connected to a power transmission and distribution network 26 . Transmission and distribution network 26 is a network that includes facilities that enable the transmission and distribution of electrical power. The power transmission/distribution network 26 enables the power from the distributed power source 21 to be supplied to predetermined consumers.

なお、図１に示した構成は一例であり、電力システム１の構成は上記に限定されるものではない。 Note that the configuration shown in FIG. 1 is an example, and the configuration of the power system 1 is not limited to the above.

＜需給管理システム１１のハードウェア構成＞
図２は、実施形態に係る需給管理システム１１のハードウェア構成の一例を示すブロック図である。本実施形態に係る需給管理システム１１は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）３１、ＲＡＭ（Random Access Memory）３２、ＲＯＭ（Read Only Memory）３３、補助記憶装置３４、通信Ｉ／Ｆ（Interface）３５、ユーザＩ／Ｆ３６、及びバス３７を有する。 <Hardware Configuration of Supply and Demand Management System 11>
FIG. 2 is a block diagram showing an example of the hardware configuration of the supply and demand management system 11 according to the embodiment. The supply and demand management system 11 according to the present embodiment includes a CPU (Central Processing Unit) 31, a RAM (Random Access Memory) 32, a ROM (Read Only Memory) 33, an auxiliary storage device 34, a communication I/F (Interface) 35, a user It has an I/F 36 and a bus 37 .

ＣＰＵ３１は、需給管理システム１１全体の制御を司るユニットであり、ＲＯＭ３３や補助記憶装置３４に記憶されたプログラム（ファームウェア、ドライバ等を含む）に基づきＲＡＭ３２を作業領域として各種の演算処理及び制御処理を行う。通信Ｉ／Ｆ３５は、外部装置との間で情報の送受を可能にするデバイスであり、図１に示すシステム構成例においては、通信ネットワーク２５を介して分散電源制御システム１２及び各分散電源２１との間で各種情報の送受を行う。ユーザＩ／Ｆ３６は、ユーザ（需給管理システム１１の管理者等）による入力操作の受付、ユーザに対する情報の出力等を可能にするデバイスである。ユーザＩ／Ｆ３６は、例えば、キーボード、ポインティングデバイス、タッチパネル機構、ディスプレイ、スピーカ、マイク等であり得る。ＣＰＵ３１、ＲＡＭ３２、ＲＯＭ３３、補助記憶装置３４、通信Ｉ／Ｆ３５、及びユーザＩ／Ｆ３６は、バス３７を介して接続されており、互いに情報の送受が可能となっている。 The CPU 31 is a unit that controls the entire supply and demand management system 11, and performs various arithmetic processing and control processing using the RAM 32 as a work area based on programs (including firmware, drivers, etc.) stored in the ROM 33 and auxiliary storage device 34. conduct. The communication I/F 35 is a device that enables transmission and reception of information with an external device. In the system configuration example shown in FIG. Send and receive various information between The user I/F 36 is a device that enables reception of input operations by a user (manager of the supply and demand management system 11, etc.), output of information to the user, and the like. User I/F 36 may be, for example, a keyboard, pointing device, touch panel mechanism, display, speaker, microphone, and the like. The CPU 31, RAM 32, ROM 33, auxiliary storage device 34, communication I/F 35, and user I/F 36 are connected via a bus 37 so that they can exchange information with each other.

なお、図２に示した構成は一例であり、需給管理システム１１のハードウェア構成は上記に限定されるものではない。 Note that the configuration shown in FIG. 2 is an example, and the hardware configuration of the supply and demand management system 11 is not limited to the above.

＜需給管理システム１１の機能構成＞
図３は、実施形態に係る需給管理システム１１の機能構成の一例を示すブロック図である。本実施形態に係る需給管理システム１１は、第１推定部５１と、相関係数計算部５２と、第２推定部５３と、発電量推定部５４と、制御量計算部５５と、を有する。これらの機能部５１～５５は、図２に示すような需給管理システム１１のハードウェア構成要素３１～３７、ＲＯＭ３３や補助記憶装置３４に記憶されたプログラム等の協働により実現される。 <Functional Configuration of Supply and Demand Management System 11>
FIG. 3 is a block diagram showing an example of the functional configuration of the supply and demand management system 11 according to the embodiment. The supply and demand management system 11 according to this embodiment includes a first estimator 51 , a correlation coefficient calculator 52 , a second estimator 53 , a power generation amount estimator 54 , and a control amount calculator 55 . These functional units 51 to 55 are realized by cooperation of the hardware components 31 to 37 of the supply and demand management system 11 as shown in FIG.

図３に示すように、需給管理システム１１は、外部データを取得する。外部データとしては、ＯＣＣＴＯなどの外部機関と連携して得られる発電バランシンググループ２０の全体の実発電実績のデータ（３０分コマの発電量）と、テレメータ３０が備わっている分散電源２１（２１－１、２１－４）から得られるテレメータ情報とがある。 As shown in FIG. 3, the supply and demand management system 11 acquires external data. As the external data, the actual power generation performance data of the entire power generation balancing group 20 obtained in cooperation with an external organization such as OCCTO (30-minute power generation amount), and the distributed power source 21 (21- 1, 21-4) and telemetry information.

ここで、外部機関と連携して得られる発電バランシンググループ２０の全体の実発電実績のデータ（３０分コマの発電量）について説明する。 Here, the actual power generation performance data of the entire power generation balancing group 20 obtained in cooperation with an external organization (amount of power generation per 30-minute period) will be described.

まず、現在の電力取引市場において行われている主な電力取引の種類について説明する。発電事業者における発電量の計画と、小売事業者における需要量の計画とが均衡（バランス）することが電力の安定供給のためには必要である。この場合において、発電事業者は、発電量を計画するとともに、既に契約がなされている発電量（売り先［小売事業者等］が決まっている発電量）を確認し、当該発電事業者における発電コストよりも安い電力が売っていれば電力取引市場において買い取りを行おうとし、当該発電事業者の発電コストよりも高く電力が売れるのであれば、電力取引市場において売却を行おうとすることとなる。 First, the main types of power trading conducted in the current power trading market will be explained. For the stable supply of electric power, it is necessary to balance the power generation amount plan of the power generator and the demand amount plan of the retailer. In this case, the power generation business operator should plan the amount of power generation, confirm the amount of power generation that has already been contracted (the amount of power generation for which the purchaser [retailer, etc.] has been decided), and If electricity is sold at a price lower than the cost, it will be purchased on the electricity trading market, and if electricity can be sold at a price higher than the power generation cost of the power generation company, it will be sold on the electricity trading market.

一方、小売事業者は、需要家等の顧客の需要を予測して調達量を設定することとなるが、既に契約がなされている調達量（買い取り先［発電事業者等］が決まっている調達量）を確認し、調達量に不足があれば電力取引市場に対して買い取り（買電）を行おうとし、調達量に余剰があれば電力取引市場に対して売却（売電）を行おうとすることとなる。 On the other hand, retailers set the procurement amount by forecasting the demand of customers such as consumers. If there is a shortage in the procurement amount, it will try to purchase (purchase electricity) from the electricity trading market, and if there is a surplus in the procurement amount, it will try to sell (sell electricity) to the electricity trading market. It will be done.

このため、発電事業者及び小売事業者は、必要に応じて電力取引市場において入札を行うこととなるので、発電事業者と小売事業者の入札を１日単位で全てまとめて突き合わせを行い、需要供給の関係で価格と量を均衡させる一日前市場（スポット市場）が設けられている。 For this reason, power generators and retailers will make bids in the electricity trading market as necessary. A day-ahead market (spot market) is established to balance price and quantity in relation to supply.

ところで、実際の需要供給の関係は、固定的なものではなく、発電設備の故障等による電力供給の変動や、気温の変動などによる電力需要の変動などが生じる。そこで、この需要供給関係の変動を吸収し、調整するための場として、一日を電力の計量単位（毎時０分～３０分、３０分～６０分）で分割した４８個の取引時間帯（３０分コマ）でそれぞれ個別に需要供給の関係で価格と量を均衡させるザラ場取引を行う当日市場（１時間前市場）が設けられている。なお、市場のゲートクローズ（ＧＣ）は３０分コマ開始の一定時間前になる。例えば、１２：００－１２：３０の実需給３０分コマに対して、１時間前市場のゲートクローズは１１：００になる。 By the way, the actual supply and demand relationship is not fixed, and fluctuations in power supply due to failures of power generation facilities, etc., and fluctuations in power demand due to temperature fluctuations, etc. occur. Therefore, as a place to absorb and adjust the fluctuations in this demand-supply relationship, 48 trading time periods (0 to 30 minutes, 30 to 60 minutes every hour) divided by the measurement unit of electricity (every hour) There is an intra-day market (an hour-ahead market) in which price and quantity are balanced individually in each 30-minute period. The market gate closes (GC) 30 minutes before the start of the frame. For example, for a 30-minute frame of actual supply and demand from 12:00 to 12:30, the gate closes for the hour-ahead market at 11:00.

従来より、発電計画段階でも発電バランシンググループ２０の全体の発電量を推定してインバランスが小さくなるよう計画をしているが、実需給に近い時間の分散電源２１の実発電データに基づいて推定するほうが当然のことながら推定精度が高くなる。 Conventionally, even at the power generation planning stage, the overall power generation amount of the power generation balancing group 20 is estimated to reduce the imbalance. As a matter of course, the estimation accuracy is higher.

そこで、本実施形態においては、発電バランシンググループ２０の全体の発電量を計画値と同時同量とする目標制御量を策定するため、発電バランシンググループ２０を構成する分散電源２１毎の実発電実績のデータ（３０分コマの発電量）をＯＣＣＴＯなどの外部機関から取得して、発電バランシンググループ２０全体の３０分コマの発電量を推定するようにしたものである。ただし、このような分散電源２１毎の３０分コマの発電量は、当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）後にディレイして取得することになるため、粒度が粗いものとなっている。このような外部機関から取得する実発電実績のデータ（３０分コマの発電量）は、分散電源２１に設けられるテレメータ３０で得られるデータよりも時間的な粒度や精度は粗いが、テレメータ３０が設けられていない分散電源２１の実発電実績のデータも含まれる。 Therefore, in the present embodiment, in order to formulate a target control amount that makes the total power generation amount of the power generation balancing group 20 equal to the planned value at the same time, the actual power generation performance of each distributed power source 21 that constitutes the power generation balancing group 20 is calculated. Data (power generation amount for 30 minutes) is obtained from an external organization such as OCCTO, and the power generation amount for the entire power generation balancing group 20 for 30 minutes is estimated. However, since the power generation amount for each 30-minute frame of each distributed power source 21 is obtained with a delay after the gate closing (GC) of the current day market (1 hour-ahead market), the granularity is coarse. there is Actual power generation performance data (30-minute power generation amount) acquired from such an external organization has coarser temporal granularity and accuracy than the data obtained by the telemeter 30 provided in the distributed power source 21, but the telemeter 30 Data of actual power generation results of distributed power sources 21 that are not provided are also included.

そこで、本実施形態の需給管理システム１１においては、ＯＣＣＴＯなどの外部機関から提供される発電バランシンググループ２０を構成する分散電源２１毎の実発電実績のデータ（３０分コマの発電量）と、テレメータ３０が備わっている分散電源２１（２１－１、２１－４）のデータとを用いて、テレメータ３０が備わっていない分散電源２１（２１－２、２１－３）の発電量を推定するようにしたものである。以下において、詳述する。 Therefore, in the supply and demand management system 11 of the present embodiment, actual power generation performance data for each of the distributed power sources 21 constituting the power generation balancing group 20 provided by an external organization such as OCCTO (power generation amount for 30 minutes) and telemeter Data of the distributed power sources 21 (21-1, 21-4) equipped with the telemeter 30 are used to estimate the power generation amount of the distributed power sources 21 (21-2, 21-3) not equipped with the telemeter 30. It is what I did. Details are given below.

第１推定部５１は、テレメータ３０が備わっている分散電源２１（２１－１、２１－４）毎に備えられる。第１推定部５１は、テレメータ３０が備わっている各分散電源２１（２１－１、２１－４）の発電量をそれぞれ推定する。より詳細には、第１推定部５１は、外部機関と連携して得られる発電バランシンググループ２０の全体の実発電実績の受電データ（３０分コマの発電量）と、テレメータ３０が備わっている分散電源２１（２１－１、２１－４）から受信したテレメータ情報（発電量実績など）とに基づき、テレメータ３０が備わっている分散電源２１（２１－１、２１－４）についての当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）後の３０分コマの発電量（Ｙｉ）を推定する推定処理を実行する。
Ｙｉ＝ｆ（外部機関の受電データ、テレメータ情報） ・・・（１）
ここで、ｉは、テレメータ３０が備わっている各分散電源２１（２１－１、２１－４）を示す。 The first estimator 51 is provided for each distributed power source 21 (21-1, 21-4) provided with the telemeter 30. FIG. The first estimator 51 estimates the power generation amount of each distributed power source 21 (21-1, 21-4) provided with the telemeter 30, respectively. More specifically, the first estimating unit 51 collects power reception data (amount of power generated in 30-minute frames) of the actual power generation performance of the entire power generation balancing group 20 obtained in cooperation with an external organization, On the day market (1 An estimation process for estimating the amount of power generation (Y i ) for the 30-minute frame after the gate closing (GC) of the early market) is executed.
Y i =f (received power data from an external organization, telemeter information) (1)
Here, i denotes each distributed power source 21 (21-1, 21-4) equipped with a telemeter 30. FIG.

なお、第１推定部５１は、機械学習手法としての重回帰分析や自己回帰分析等により発電量推定モデルを構築して、テレメータ３０が備わっている分散電源２１（２１－１、２１－４）についての当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）後の３０分コマの発電量（Ｙｉ）を推定するものであってもよい。 The first estimation unit 51 constructs a power generation amount estimation model by multiple regression analysis, autoregression analysis, or the like as a machine learning method, and distributes power sources 21 (21-1, 21-4) equipped with telemeters 30 The power generation amount (Y i ) for the 30-minute frame after the gate closing (GC) of the current day market (one-hour market) may be estimated.

なお、第１推定部５１は、当該推定処理を、当日市場（１時間前市場）の３０分コマの最初の数分程度以内に完了させることが望ましい。 It is desirable that the first estimation unit 51 completes the estimation process within about the first few minutes of the 30-minute frame of the current day market (one-hour market).

そして、それぞれの第１推定部５１は、テレメータ３０が備わっている分散電源２１（ｉ）の当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）後に推定した発電量である発電量推定データを、「ＧＣ後の発電量推定データ（テレメータあり）」としてＲＡＭ３２または補助記憶装置３４に記憶する。 Then, each of the first estimating units 51 generates power generation amount estimation data, which is the power generation amount estimated after the gate closing (GC) of the current day market (one-hour market) of the distributed power source 21(i) equipped with the telemeter 30. , and stored in the RAM 32 or the auxiliary storage device 34 as "generated power amount estimation data after GC (with telemeter)".

相関係数計算部５２は、外部機関と連携して得られる発電バランシンググループ２０の全体の実発電実績の受電データ（３０分コマの発電量）に基づき、テレメータ３０が備わっていない分散電源２１（２１－２、２１－３）の発電量と、テレメータ３０が備わっている分散電源２１（２１－１、２１－４）の発電量との相関係数を計算する。例えば、相関係数計算部５２は、テレメータ３０が備わっていない分散電源２１に対し、最も近い位置に設置されているテレメータ３０が備わっている分散電源２１の相関係数を最も高くする。また、例えば、相関係数計算部５２は、テレメータ３０が備わっていない分散電源２１に対し、発電特性が類似していてテレメータ３０が備わっている分散電源２１の相関係数を最も高くする。 The correlation coefficient calculation unit 52 calculates the distributed power sources 21 not equipped with the telemeter 30 ( 21-2, 21-3) and the power generation amount of the distributed power sources 21 (21-1, 21-4) provided with the telemeter 30 are calculated. For example, the correlation coefficient calculator 52 makes the correlation coefficient of the distributed power source 21 with the telemeter 30 installed closest to the distributed power source 21 without the telemeter 30 the highest. Also, for example, the correlation coefficient calculator 52 sets the correlation coefficient of the dispersed power sources 21 having similar power generation characteristics and having the telemeter 30 to be the highest with respect to the distributed power sources 21 not having the telemeter 30 .

そして、相関係数計算部５２は、上述のように相関係数の最も高いものについて、テレメータ３０が備わっていない分散電源２１と、テレメータ３０が備わっている分散電源２１とのペアを作成する。
argmaxｉCC（テレメータあり分散電源２１の発電量、テレメータなし分散電源２１の発電量）
ここで、CCは相関係数関数である。なお、相関係数計算部５２は、相関係数の高い順に、テレメータ３０なし分散電源２１に対するテレメータ３０あり分散電源２１のランキングを作成するものであってもよい。また、相関係数計算部５２は、テレメータ３０あり分散電源２１とテレメータ３０なし分散電源２１の何れかまたは両方について複数を選択して相関係数を算出するものであってもよい。例えば、相関係数計算部５２は、任意の３つのテレメータ３０あり分散電源２１と、任意の１つのテレメータ３０なし分散電源２１との相関係数を算出する。 Then, the correlation coefficient calculator 52 creates a pair of the distributed power source 21 without the telemeter 30 and the distributed power source 21 with the telemeter 30 for the one with the highest correlation coefficient as described above.
argmax i CC (power generation amount of distributed power supply 21 with telemeter, power generation amount of distributed power supply 21 without telemeter)
where CC is the correlation coefficient function. Note that the correlation coefficient calculator 52 may create a ranking of the distributed power sources 21 with the telemeter 30 relative to the distributed power sources 21 without the telemeter 30 in descending order of the correlation coefficient. Further, the correlation coefficient calculator 52 may select a plurality of the distributed power sources 21 with the telemeter 30 and/or the distributed power sources 21 without the telemeter 30 to calculate the correlation coefficients. For example, the correlation coefficient calculator 52 calculates the correlation coefficient between any three distributed power sources 21 with telemeters 30 and any one distributed power source 21 without telemeters 30 .

第２推定部５３は、第１推定部５１が記憶した「ＧＣ後の発電量推定データ（テレメータあり）」を参照し、テレメータ３０が備わっていない分散電源２１（２１－２、２１－３）の発電量を推定する。より詳細には、第２推定部５３は、上述の相関係数が最も高く、テレメータ３０が備わっている分散電源２１（２１－１、２１－４）の発電量を用いて、テレメータ３０が備わっていない分散電源２１（２１－２、２１－３）についての当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）後の３０分コマの発電量（Ｙｊ）を推定する。
Ｙｊ＝ｆ（外部機関の受電データ、テレメータ情報） ・・・（２）
ここで、ｊは、テレメータ３０が備わっていない各分散電源２１（２１－２、２１－３）を示す。 The second estimating unit 53 refers to the “estimated power generation amount data after GC (with telemeter)” stored by the first estimating unit 51, and dispersive power sources 21 (21-2, 21-3) not equipped with the telemeter 30 to estimate the power generation of More specifically, the second estimating unit 53 uses the power generation amount of the distributed power sources 21 (21-1, 21-4) having the highest correlation coefficient and having the telemeter 30, Estimate the amount of power generation (Y j ) for the 30-minute frame after the gate close (GC) of the current day market (one-hour market) for the distributed power sources 21 (21-2, 21-3) that are not open.
Y j = f (receiving data of external organization, telemeter information) (2)
Here, j indicates each distributed power source 21 (21-2, 21-3) not provided with the telemeter 30. FIG.

なお、第２推定部５３は、テレメータ３０が備わっている複数の分散電源２１（２１－１、２１－４）の発電量から、下記式（３）に示すようにテレメータ３０が備わっていない分散電源２１（２１－２、２１－３）の発電量を直接的に求めてもよい。

Figure 2022184637000002
ここで、第２推定部５３は、係数αや関数ｆ（線形）について、機械学習手法としての重回帰分析やスパースモデリングなどにより学習する。また、第２推定部５３は、関数ｆ（非線形）について、一般化加法モデル（Generalized Additive Model：ＧＡＭ）などにより学習する。 The second estimating unit 53 calculates the power generation amount of the plurality of distributed power sources 21 (21-1, 21-4) equipped with the telemeter 30 as shown in the following formula (3). The power generation amount of the power sources 21 (21-2, 21-3) may be obtained directly.
Figure 2022184637000002
 Here, the second estimation unit 53 learns the coefficient α and the function f (linear) by multiple regression analysis, sparse modeling, or the like as machine learning techniques. The second estimator 53 also learns the function f (nonlinear) using a generalized additive model (GAM) or the like.

そして、第２推定部５３は、テレメータ３０が備わっていない分散電源２１（ｊ）の当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）後に推定した発電量である発電量推定データを、「ＧＣ後の発電量推定データ」としてＲＡＭ３２または補助記憶装置３４に、第１推定部５１が記憶した「ＧＣ後の発電量推定データ（テレメータあり）」とともに記憶する。 Then, the second estimating unit 53 uses the power generation amount estimation data, which is the power generation amount estimated after the gate closing (GC) of the current day market (1 hour-ahead market) of the distributed power supply 21(j) not equipped with the telemeter 30, as " It is stored in the RAM 32 or the auxiliary storage device 34 together with the "estimated power generation amount data after GC (with telemeter)" stored by the first estimating unit 51 as "estimated power generation amount data after GC".

発電量推定部５４は、当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）後の３０分コマの発電バランシンググループ２０全体の発電量を推定する。より詳細には、発電量推定部５４は、下記式（４）に示すように、「ＧＣ後の発電量推定データ」として記憶した当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）後の３０分コマの各分散電源２１の推定発電量を合計して、当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）後の３０分コマの発電バランシンググループ２０全体の発電量（Ｙ）を推定する。

Figure 2022184637000003
The power generation amount estimating unit 54 estimates the power generation amount of the entire power generation balancing group 20 for the 30-minute frame after the gate closing (GC) of the current day market (1 hour market). More specifically, as shown in the following formula (4), the power generation amount estimating unit 54 stores the "estimated power generation amount data after GC" after the gate closing (GC) of the current day market (one hour ahead market) Estimate the total power generation (Y) of the power generation balancing group 20 for the 30-minute frame after the gate closing (GC) of the current day market (1 hour-ahead market) by totaling the estimated power generation of each distributed power source 21 in the 30-minute frame. do.
Figure 2022184637000003

制御量計算部５５は、下記式（５）に示すように、外部機関に提出した発電バランシンググループ２０全体の計画値（Ｐ）と発電バランシンググループ２０全体の推定発電量（Ｙ）の差分から、発電バランシンググループ２０全体の発電量を計画値と同時同量とする目標制御量（Ｔ）を計算する。
Ｔ＝Ｐ－Ｙ ・・・（５） As shown in the following formula (5), the control amount calculation unit 55 calculates, from the difference between the planned value (P) of the entire power generation balancing group 20 submitted to the external organization and the estimated power generation amount (Y) of the entire power generation balancing group 20, A target control amount (T) is calculated to make the power generation amount of the entire power generation balancing group 20 equal to the planned value.
T=P−Y (5)

ここで、図４は実施形態に係る需給管理システム１１における処理の流れを概略的に示すフローチャート、図５は実施形態に係る発電バランシンググループ２０全体の発電量の経時変化を例示的に示す図である。図５に示す図は、発電バランシンググループ２０全体の３０分コマの発電量の推移を示すグラフである。図５に示す発電量は、３０分コマの中の発電量累積を示している。市場のゲートクローズ（ＧＣ）は、３０分コマ開始の一定時間前になる。例えば、１２：００－１２：３０の実需給３０分コマに対して、１時間前市場のゲートクローズは１１：００になる。 Here, FIG. 4 is a flow chart schematically showing the flow of processing in the supply and demand management system 11 according to the embodiment, and FIG. be. The diagram shown in FIG. 5 is a graph showing the transition of the amount of power generation for the entire power generation balancing group 20 in 30-minute frames. The amount of power generation shown in FIG. 5 indicates the cumulative amount of power generation in a frame of 30 minutes. The market gate closes (GC) at a certain time before the start of the 30-minute frame. For example, for a 30-minute frame of actual supply and demand from 12:00 to 12:30, the gate closes for the hour-ahead market at 11:00.

図４に示すように、まず、第１推定部５１が、外部機関と連携して得られる発電バランシンググループ２０の全体の実発電実績の受電データ（３０分コマの発電量）とテレメータ３０が備わっている分散電源２１からの発電量実績とに基づき、当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）後、テレメータ３０が備わっている各分散電源２１の３０分コマの発電量をそれぞれ推定する（Ｓ１）。 As shown in FIG. 4, first, the first estimating unit 51 is provided with power reception data (power generation amount for 30 minutes) of the actual power generation performance of the entire power generation balancing group 20 obtained in cooperation with an external organization, and the telemeter 30. After the gate closing (GC) of the current day market (1 hour-ahead market), the power generation amount of each distributed power source 21 equipped with a telemeter 30 is estimated for each 30-minute frame based on the actual power generation amount from the distributed power sources 21. (S1).

加えて、相関係数計算部５２は、外部機関と連携して得られる発電バランシンググループ２０の全体の実発電実績の受電データ（３０分コマの発電量）に基づき、テレメータ３０が備わっていない分散電源２１の発電量と、テレメータ３０が備わっている分散電源２１の発電量との相関係数を計算する（Ｓ２）。 In addition, the correlation coefficient calculation unit 52 calculates the distribution data not provided with the telemeter 30 based on the power reception data of the actual power generation performance of the entire power generation balancing group 20 obtained in cooperation with an external organization (the amount of power generated in each 30-minute frame). A correlation coefficient between the power generation amount of the power supply 21 and the power generation amount of the distributed power supply 21 provided with the telemeter 30 is calculated (S2).

次いで、第２推定部５３は、相関係数が最も高く、テレメータ３０が備わっている分散電源２１の発電量推定データ（テレメータあり）を参照し、テレメータ３０が備わっていない分散電源２１の３０分コマの発電量を推定する（Ｓ３）。 Next, the second estimator 53 refers to the power generation amount estimation data (with telemeter) of the dispersed power sources 21 with the highest correlation coefficient and equipped with the telemeter 30, and the distributed power sources 21 without the telemeter 30 The power generation amount of the top is estimated (S3).

図４および図５に示すように、発電量推定部５４は、当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）後に、当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）後の発電バランシンググループ２０全体の３０分コマの発電量（Ｙ）を推定する（Ｓ４）。図５に示すように、発電量推定部５４は、当日市場（１時間前市場）の３０分コマの最初の数分程度以内に推定処理を完了させる。例えば、１１：００にゲートクローズ（ＧＣ）し、１２：００に実需給開始した場合、発電量推定部５４は、１２：００から数分後のデータで、１２：００－１２：３０コマの発電量を推定することになる。 As shown in FIGS. 4 and 5, the power generation amount estimating unit 54 calculates the power generation amount after the gate closing (GC) of the current day market (one hour market) after the gate closing (GC) of the current day market (one hour market). The power generation amount (Y) for the entire 30-minute frame of the balancing group 20 is estimated (S4). As shown in FIG. 5, the power generation amount estimating unit 54 completes the estimation process within about the first few minutes of the 30-minute frame of the current day market (one-hour market). For example, when the gate is closed (GC) at 11:00 and the actual supply and demand is started at 12:00, the power generation amount estimating unit 54 uses the data several minutes after 12:00 as We will estimate the amount of power generation.

図４および図５に示すように、制御量計算部５５は、外部機関に提出した発電バランシンググループの全体の計画値（Ｐ）を取得し（Ｓ５）、発電バランシンググループの全体の計画値（Ｐ）と発電バランシンググループ２０全体の当日市場（１時間前市場）のゲートクローズ（ＧＣ）後の推定発電量（Ｙ）の差分から、目標制御量（Ｔ）を計算する（Ｓ６）。 As shown in FIGS. 4 and 5, the control amount calculation unit 55 acquires the overall planned value (P) of the power generation balancing group submitted to the external organization (S5), and the overall planned value (P ) and the estimated power generation amount (Y) after the gate closing (GC) of the current day market (one-hour market) of the entire power generation balancing group 20 (S6).

そして、制御量計算部５５は、目標制御量（Ｔ）を分散電源制御システム１２に出力して、発電バランシンググループ２０全体の発電量（Ｙ）が計画値と同時同量となるように制御させる。 Then, the control amount calculation unit 55 outputs the target control amount (T) to the distributed power supply control system 12, and controls the power generation amount (Y) of the entire power generation balancing group 20 to be the planned value and the same amount at the same time. .

このように本実施形態では、発電バランシンググループ２０に含まれていてテレメータ３０が備わっている分散電源２１についての市場における発電量（３０分コマの発電量）を第１推定部５１で取得し、当該テレメータ３０が備わっている分散電源２１の発電量とテレメータ３０が備わっていない分散電源２１の発電量との相関係数を相関係数計算部５２で取得し、第１推定部５１で取得したテレメータ３０が備わっている分散電源２１についての発電量（３０分コマの発電量）と相関係数計算部５２で得た相関係数とに基づいてテレメータ３０が備わっていない分散電源２１の発電量（３０分コマの発電量）を第２推定部５３で推定する。すなわち、本実施形態では、テレメータ３０が備わっていない分散電源２１に対して相関係数が最も高いテレメータ３０が備わっている分散電源２１の発電量（３０分コマの発電量）から、テレメータ３０が備わっていない分散電源２１の発電量（３０分コマの発電量）を推定しているので、従来のシステムとは異なり、発電バランシンググループ２０のすべての分散電源２１にテレメータ３０を設ける必要がなくなる。このため、本実施形態によれば、発電バランシンググループ２０の一部の分散電源２１にテレメータ３０を設けていれば、他の分散電源２１にテレメータ３０を設けなくとも、複数の分散電源２１を含む発電バランシンググループ２０全体の発電量を高精度に推定して、インバランス量（計画値と実績値の乖離）を最小化することができる。 As described above, in the present embodiment, the first estimating unit 51 acquires the power generation amount (30-minute frame power generation amount) in the market for the distributed power sources 21 that are included in the power generation balancing group 20 and have the telemeter 30, The correlation coefficient calculation unit 52 obtains the correlation coefficient between the power generation amount of the distributed power supply 21 equipped with the telemeter 30 and the power generation amount of the distributed power supply 21 not equipped with the telemeter 30, and the first estimation unit 51 acquires it. The power generation amount of the distributed power sources 21 not equipped with the telemeter 30 is calculated based on the power generation amount (30-minute power generation amount) of the distributed power sources 21 equipped with the telemeter 30 and the correlation coefficient obtained by the correlation coefficient calculator 52. The second estimating unit 53 estimates (amount of electric power generation for the 30-minute frame). That is, in the present embodiment, from the power generation amount of the distributed power supply 21 equipped with the telemeter 30 having the highest correlation coefficient with respect to the distributed power supply 21 not equipped with the telemeter 30 (the power generation amount for 30 minutes), the telemeter 30 is Since the power generation amount (30-minute power generation amount) of the distributed power sources 21 not equipped is estimated, unlike the conventional system, it is not necessary to provide the telemeter 30 for all the distributed power sources 21 of the power generation balancing group 20. - 特許庁Therefore, according to the present embodiment, if some of the distributed power sources 21 of the power generation balancing group 20 are provided with the telemeters 30, the plurality of distributed power sources 21 can be included without providing the telemeters 30 to the other distributed power sources 21. By estimating the power generation amount of the entire power generation balancing group 20 with high accuracy, the imbalance amount (deviation between the planned value and the actual value) can be minimized.

特に、本実施形態によれば、外部機関と連携して得られる発電バランシンググループ２０の全体の実発電実績のデータ（３０分コマの発電量）に基づき、テレメータ３０が備わっていない特定の分散電源２１の発電量（３０分コマの発電量）と、当該分散電源２１の周囲のテレメータ３０が備わっている分散電源２１の発電量（３０分コマの発電量）との相関から、複数の分散電源２１を含む発電バランシンググループ２０全体の発電量を高精度に推定することができる。 In particular, according to the present embodiment, based on the actual power generation performance data of the entire power generation balancing group 20 obtained in cooperation with an external organization (amount of power generation for 30 minutes), a specific distributed power source not equipped with the telemeter 30 21 (30-minute power generation amount) and the power generation amount (30-minute power generation amount) of the distributed power sources 21 provided with the telemeters 30 around the distributed power source 21, a plurality of distributed power sources The power generation amount of the entire power generation balancing group 20 including 21 can be estimated with high accuracy.

上記実施形態における各種機能を実現するための処理をコンピュータに実行させるプログラムは、インストール可能な形式又は実行可能な形式のファイルでＣＤ（Compact Disc）－ＲＯＭ、フレキシブルディスク（ＦＤ）、ＣＤ－Ｒ（Recordable）、ＤＶＤ（Digital Versatile Disc）等のコンピュータで読み取り可能な記録媒体に記録して提供することが可能なものである。また、当該プログラムは、インターネット等のネットワーク経由で提供又は配布され得るものである。 A program that causes a computer to execute processing for realizing various functions in the above embodiments is an installable format or executable format file that can be installed on CD (Compact Disc)-ROM, flexible disc (FD), CD-R ( Recordable), DVD (Digital Versatile Disc), or other computer-readable recording medium. Also, the program can be provided or distributed via a network such as the Internet.

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。 While several embodiments of the invention have been described, these embodiments have been presented by way of example and are not intended to limit the scope of the invention. These novel embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, replacements, and modifications can be made without departing from the scope of the invention. These embodiments and modifications thereof are included in the scope and gist of the invention, and are included in the scope of the invention described in the claims and equivalents thereof.

１１ 需給管理システム
２０ 発電バランシンググループ
２１ 分散電源
３０ 遠隔計測機器
５１ 第１推定部
５２ 相関係数計算部
５３ 第２推定部
５４ 発電量推定部
５５ 制御量計算部 11 Demand and Supply Management System 20 Power Generation Balancing Group 21 Distributed Power Source 30 Remote Measurement Device 51 First Estimation Part 52 Correlation Coefficient Calculation Part 53 Second Estimation Part 54 Power Generation Amount Estimation Part 55 Control Amount Calculation Part

Claims (11)

複数の分散電源を含みインバランスを算定する対象となる発電バランシンググループに含まれる前記分散電源のうち、遠隔計測機器が備わっている前記分散電源について、市場における取引時間帯毎の発電量をそれぞれ推定する第１推定部と、
前記発電バランシンググループの全体の実発電実績のデータに基づき、前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源の発電量と、前記遠隔計測機器が備わっている前記分散電源の発電量との相関係数を計算する相関係数計算部と、
前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源に対する前記相関係数に基づいて選択された前記遠隔計測機器が備わっている前記分散電源の前記取引時間帯毎の発電量を用いて、前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源についての前記取引時間帯毎の発電量を推定する第２推定部と、
を備える需給管理システム。 Estimate the power generation amount for each trading time period in the market for the distributed power sources equipped with remote measurement devices among the distributed power sources included in the power generation balancing group that includes a plurality of distributed power sources and is the target of imbalance calculation. a first estimation unit that
A correlation coefficient between the amount of power generated by the distributed power sources not equipped with the remote sensing device and the amount of power generated by the distributed power sources equipped with the remote sensing device, based on the actual power generation performance data of the entire power generation balancing group. a correlation coefficient calculator that calculates
using the power generation amount for each transaction time period of the distributed power source equipped with the remote sensing device selected based on the correlation coefficient for the distributed power source not equipped with the remote sensing device; a second estimating unit for estimating the power generation amount for each transaction time period for the distributed power supply not equipped with
Supply and demand management system with 前記発電バランシンググループの全体の実発電実績のデータは、一日を電力の計量単位で分割して電力取引する市場における取引時間帯の発電量である、
請求項１に記載の需給管理システム。 The actual power generation performance data of the power generation balancing group as a whole is the amount of power generated during trading hours in a market that divides the day into power units and trades power.
The supply and demand management system according to claim 1. 前記第１推定部は、前記発電バランシンググループの全体の実発電実績のデータと、前記遠隔計測機器が備わっている前記分散電源から受信した発電量とに基づき、市場のゲートクローズ後の該当取引時間帯の発電量を推定する、
請求項２に記載の需給管理システム。 The first estimating unit, based on the actual power generation performance data of the entire power generation balancing group and the power generation amount received from the distributed power source equipped with the remote measurement device, determines the corresponding trading time after the market gate closes. estimating the power generation of the band,
The supply and demand management system according to claim 2. 前記相関係数計算部は、前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源と、当該遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源に対して前記相関係数の最も高い前記遠隔計測機器が備わっている前記分散電源とのペアを作成する、
請求項１に記載の需給管理システム。 The correlation coefficient calculation unit is provided with the remote sensing device having the highest correlation coefficient with respect to the distributed power source that is not equipped with the remote sensing device and the distributed power source that is not equipped with the remote sensing device. creating a pair with the distributed power source;
The supply and demand management system according to claim 1. 前記相関係数計算部は、前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源に対する前記相関係数の高い順に、前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源に対する前記遠隔計測機器が備わっている前記分散電源のランキングを作成する、
請求項１に記載の需給管理システム。 The correlation coefficient calculator calculates the distributed power supply with the remote sensing device in descending order of the correlation coefficient with respect to the distributed power source without the remote sensing device. Create a power ranking,
The supply and demand management system according to claim 1. 前記第２推定部は、前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源に対する前記相関係数が最も高い前記遠隔計測機器が備わっている前記分散電源の前記第１推定部において推定した市場のゲートクローズ後の該当取引時間帯の発電量を参照する、
請求項２に記載の需給管理システム。 The second estimating unit estimates the market gate closure of the distributed power source equipped with the remote sensing device having the highest correlation coefficient with respect to the distributed power source not equipped with the remote sensing device by the first estimating unit. Refer to the power generation amount of the corresponding trading time period after
The supply and demand management system according to claim 2. 前記第１推定部または前記第２推定部で推定された前記分散電源の前記取引時間帯毎の推定発電量を合計して、前記発電バランシンググループの全体の前記取引時間帯毎の発電量を推定する発電量推定部、をさらに備える、
請求項１ないし６のいずれか一項に記載の需給管理システム。 Estimate the power generation amount of the entire power generation balancing group for each trading time period by totaling the estimated power generation amounts of the distributed power sources estimated by the first estimating unit or the second estimating unit for each trading time period. further comprising a power generation amount estimating unit that
The supply and demand management system according to any one of claims 1 to 6. 前記発電バランシンググループの全体の前記取引時間帯毎の計画値と、前記発電量推定部で推定した前記発電バランシンググループの全体の前記取引時間帯毎の発電量との差分から、前記発電バランシンググループの全体の発電量を計画値と同時同量とする目標制御量を計算する制御量計算部、をさらに備える、
請求項７に記載の需給管理システム。 From the difference between the planned value for each transaction time period for the entire power generation balancing group and the power generation amount for each trading time period for the entire power generation balancing group estimated by the power generation amount estimating unit, the power generation balancing group Further comprising a control amount calculation unit that calculates a target control amount that makes the total power generation amount equal to the planned value at the same time,
The supply and demand management system according to claim 7. 前記分散電源は、再生可能エネルギー電源である、
請求項１ないし８のいずれか一項に記載の需給管理システム。 The distributed power source is a renewable energy power source,
The supply and demand management system according to any one of claims 1 to 8. 需給管理システムで実行される需給管理方法であって、
複数の分散電源を含みインバランスを算定する対象となる発電バランシンググループに含まれる前記分散電源のうち、遠隔計測機器が備わっている前記分散電源について、市場における取引時間帯毎の発電量をそれぞれ推定する第１推定工程と、
前記発電バランシンググループの全体の実発電実績のデータに基づき、前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源の発電量と、前記遠隔計測機器が備わっている前記分散電源の発電量との相関係数を計算する相関係数計算工程と、
前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源に対する前記相関係数に基づいて選択された前記遠隔計測機器が備わっている前記分散電源の前記取引時間帯毎の発電量を用いて、前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源についての前記取引時間帯毎の発電量を推定する第２推定工程と、
を含む需給管理方法。 A supply and demand management method executed in a supply and demand management system, comprising:
Estimate the power generation amount for each trading time period in the market for the distributed power sources equipped with remote measurement devices among the distributed power sources included in the power generation balancing group that includes a plurality of distributed power sources and is the target of imbalance calculation. a first estimation step to
A correlation coefficient between the amount of power generated by the distributed power sources not equipped with the remote sensing device and the amount of power generated by the distributed power sources equipped with the remote sensing device, based on the actual power generation performance data of the entire power generation balancing group. a correlation coefficient calculation step of calculating
using the power generation amount for each transaction time period of the distributed power source equipped with the remote sensing device selected based on the correlation coefficient for the distributed power source not equipped with the remote sensing device; a second estimating step of estimating the amount of power generation for each transaction time period for the distributed power supply not equipped with
supply and demand management methods, including; コンピュータを、
複数の分散電源を含みインバランスを算定する対象となる発電バランシンググループに含まれる前記分散電源のうち、遠隔計測機器が備わっている前記分散電源について、市場における取引時間帯毎の発電量をそれぞれ推定する第１推定手段と、
前記発電バランシンググループの全体の実発電実績のデータに基づき、前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源の発電量と、前記遠隔計測機器が備わっている前記分散電源の発電量との相関係数を計算する相関係数計算手段と、
前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源に対する前記相関係数に基づいて選択された前記遠隔計測機器が備わっている前記分散電源の前記取引時間帯毎の発電量を用いて、前記遠隔計測機器が備わっていない前記分散電源についての前記取引時間帯毎の発電量を推定する第２推定手段と、
として機能させるためのプログラム。 the computer,
Estimate the power generation amount for each trading time period in the market for the distributed power sources equipped with remote measurement devices among the distributed power sources included in the power generation balancing group that includes a plurality of distributed power sources and is the target of imbalance calculation. a first estimation means for
A correlation coefficient between the amount of power generated by the distributed power sources not equipped with the remote sensing device and the amount of power generated by the distributed power sources equipped with the remote sensing device, based on the actual power generation performance data of the entire power generation balancing group. a correlation coefficient calculation means for calculating
using the power generation amount for each transaction time period of the distributed power source equipped with the remote sensing device selected based on the correlation coefficient for the distributed power source not equipped with the remote sensing device; a second estimating means for estimating the power generation amount for each transaction time period for the distributed power supply not equipped with
A program to function as
JP2021092588A 2021-06-01 2021-06-01 Supply-demand management system, supply-demand management method and program Pending JP2022184637A (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2021092588A JP2022184637A (en) 2021-06-01 2021-06-01 Supply-demand management system, supply-demand management method and program

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2021092588A JP2022184637A (en) 2021-06-01 2021-06-01 Supply-demand management system, supply-demand management method and program

Publications (1)

Publication Number Publication Date
JP2022184637A true JP2022184637A (en) 2022-12-13

Family

ID=84437600

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2021092588A Pending JP2022184637A (en) 2021-06-01 2021-06-01 Supply-demand management system, supply-demand management method and program

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP2022184637A (en)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2907211B1 (en) Method and system for distributing and/or controlling an energy flow taking into account constraints relating to the electricity network
KR101846026B1 (en) Method and system for managing electric power demand based on prior prediction of electric power demand
CN109428344B (en) Multi-power-supply investment planning method and device comprising wind power plant
Pérez Arriaga et al. A framework for redesigning distribution network use of system charges under high penetration of distributed energy resources: New principles for new problems
US10796254B2 (en) Systems, methods and apparatus for integrated optimal outage coordination in energy delivery systems
Nguyen et al. Modeling load recovery impact for demand response applications
US20210174416A1 (en) Cloud computing smart solar configurator
JP6599763B2 (en) Electric power demand prediction apparatus and electric power demand prediction program
Sharma et al. Clabacus: A risk-adjusted cloud resources pricing model using financial option theory
JP2017228148A (en) Demand response planning device, method and program
JP3966236B2 (en) Power generation facility operation planning method and power generation facility operation planning system
JP7049218B2 (en) Transmission loss calculation device and transmission loss calculation method
US20180225684A1 (en) Strategic operation of variable generation power plants
JP5835675B2 (en) Collective trading support system for small power and aggregate trading support method for small power
US10742037B2 (en) Managing consumer energy demand
Rochlin Distributed renewable resources and the utility business model
US20190005554A1 (en) Optimal sizing of energy storage units in demand charge management and pv utilization applications
Matos et al. Operating reserve adequacy evaluation using uncertainties of wind power forecast
JP6600553B2 (en) Imbalance price prediction apparatus, method, and program
JP2022184637A (en) Supply-demand management system, supply-demand management method and program
JP2019046467A (en) Power transaction support device and power transaction support method
Von Wald et al. Analyzing California’s framework for estimating greenhouse gas emissions associated with retail electricity sales
JP6803596B1 (en) Power trading system, power trading method and power trading program
KR20190111205A (en) Publication system and method of electronic cash for electric power transaction
KR101231190B1 (en) Control system and method of power plant

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20240119