JP2003032900A - Power consignment control system and power transaction method - Google Patents
Power consignment control system and power transaction methodInfo
- Publication number
- JP2003032900A JP2003032900A JP2001253642A JP2001253642A JP2003032900A JP 2003032900 A JP2003032900 A JP 2003032900A JP 2001253642 A JP2001253642 A JP 2001253642A JP 2001253642 A JP2001253642 A JP 2001253642A JP 2003032900 A JP2003032900 A JP 2003032900A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power
- information
- power generation
- purchase
- output
- 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.)
- Granted
Links
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
- Y02E40/70—Smart grids as climate change mitigation technology in the energy generation sector
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
- Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
- Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
- Y04S10/12—Monitoring or controlling equipment for energy generation units, e.g. distributed energy generation [DER] or load-side generation
Landscapes
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Abstract
Description
【発明の属する技術分野】本発明は、コンピュータネッ
トワークを介して、電力販売希望者および電力購入希望
者からの売電および買電を行う場合の電力託送制御シス
テムおよび電力取引方法に関する。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to a power transmission control system and a power transaction method for selling and purchasing electricity from a person who wants to sell electricity and a person who wants to purchase electricity via a computer network.
【従来の技術】電力料金を世界水準に向けて低減させる
ため、わが国においても、２０００年３月より２万ボル
ト以上の大口需要家を対象にした部分的な電力取引の自
由化を開始した。これに伴い、特定規模電気事業者即ち
大口需要家に対して電気を小売供給するいわゆる電力小
売事業者（ＰＰＳ）が競争的電力市場において取引を行
うようになってきた。この競争的電力市場においては、
事業者の経営に貢献することを目的に各市場参加者（ｐ
ｌａｙｅｒ）が電力市場に参加しており、電力品質の重
要性に鑑みれば、これら市場参加者には健全な電力系統
の運用のために供給信頼度の維持に対する配慮が当然求
められるべきである。しかしながら、電力小売事業者の
発電設備は後述する諸般の事情から、供給信頼度維持
（アンシラリー）のための制御には用いられていないの
が実情である。2. Description of the Related Art In order to reduce the electricity charges toward the global level, Japan has also started partial liberalization of electricity trading for large-scale customers of 20,000 volts or more in March 2000. Along with this, so-called electric power retailers (PPS), which supply electricity to specific-scale electric power companies, that is, large-scale customers, have come to trade in competitive power markets. In this competitive electricity market,
Market participants for the purpose of contributing to the management of businesses (p.
In view of the importance of power quality, these market participants should naturally be required to consider maintaining supply reliability in order to operate a sound power system. However, the power generation facilities of electric power retailers are actually not used for control for maintaining supply reliability (ancillary) due to various reasons described later.
【発明が解決すべき課題】電力会社にとっては、市場参
加者（ｐｌａｙｅｒ）が増えた分、供給信頼度維持のた
めの設備の保有・維持管理の負担が大きくなり、この結
果、従前の電力取引規制時代に比べて、必然的に託送単
価を高くせざるを得ないという問題が生じている。この
託送単価の上昇を抑制するために、電力会社が電力小売
事業者の発電設備を直接制御するという考え方もある
が、この場合、電力小売事業者の独自性が失われること
になり市場の活性化を期待することはできなくなる。一
方、電力小売事業者には、顧客の電力需要家の電力消費
量と所定時間内の発電量が一致するように発電設備を制
御するよう義務付けられており、この制約のもとで発電
設備をさらに供給信頼度維持のために制御するのは容易
ではないという問題がある。
（発明の目的）本発明の目的は、上記事情に鑑み、電力
のリアルタイム・トレーディングを実現し、電力小売事
業者等の電力取引の独自性を損なわずにそれらの発電設
備を用いて、供給信頼度維持のための制御を可能とする
電力託送制御システムおよび電力取引方法を提供するこ
とにある。[Problems to be solved by the invention] For the electric power company, as the number of market participants increases, the burden of owning and maintaining the equipment for maintaining the reliability of supply increases, and as a result, the conventional electric power trading Compared to the era of regulation, the problem of inevitably increasing the consignment unit price has arisen. There is an idea that the electric power company directly controls the power generation equipment of the electric power retailer in order to suppress the increase in the unit price of the consignment, but in this case, the originality of the electric power retailer is lost and the activity of the market is lost. It can no longer be expected. On the other hand, electric power retailers are obliged to control power generation facilities so that the power consumption of customers' electricity consumers and the amount of power generation within a predetermined time period match. Further, there is a problem that it is not easy to control for maintaining the supply reliability. (Object of the Invention) In view of the above circumstances, an object of the present invention is to realize real-time trading of electric power, and to supply reliability by using those power generation facilities without impairing the originality of electric power trading of electric power retailers and the like. An object of the present invention is to provide an electric power transmission control system and an electric power transaction method that enable control for maintaining the degree.
【課題を解決するための手段】上記の課題を解決するた
め、請求項１に記載の発明は、電力需要家の負荷へ電力
を供給するため、夫々異なるノードにつながる複数の発
電設備に対して制御指令を出力する電力託送制御システ
ムにおいて、前記各発電設備のノード位置情報を記憶す
る手段と、前記各発電設備の出力情報を入力する手段
と、電力需要家の負荷の消費電力情報を入力する手段
と、前記各発電設備のつながるノードの電力安定度情報
を入力する手段と、前記電力需要家の消費電力情報を用
いて、前記発電設備の出力すべき合計値を演算すると共
に、前記電力安定度情報をもとに前記発電設備ごとに出
力すべき値を求める手段と、該手段により求めた前記各
発電設備の出力すべき値に基づいて、前記各発電設備に
対して制御指令を出力する手段とを備えている。また、
請求項２記載の発明は、電力需要家の負荷へ電力を供給
するため、発電設備に対して制御指令を出力する電力託
送制御システムにおいて、前記発電設備のノード位置情
報、運転計画情報および応答性能情報を記憶する手段
と、前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を
入力する手段と、前記記憶している発電設備のノード位
置情報と前記入力した電力安定度情報をもとに対応する
発電設備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記
記憶している応答性能情報をもとに所定時間の発電量が
運転計画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変
更するように制御する手段とを備えている。また、請求
項３に記載の発明は、電力需要家の負荷の電力情報を収
集する需要家用監視制御端末と、夫々異なるノードにつ
ながる複数の発電設備に対して制御指令を出力する発電
事業者用監視制御端末と、前記各監視制御端末とネット
ワークを介してつながるサーバ装置とを有する電力託送
制御システムにおいて、前記需要家用監視制御端末は、
電力情報を収集して前記サーバ装置へ送信する手段を備
え、前記発電事業者用監視制御端末は、発電設備の運転
計画情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき
発電設備に対して制御指令を出力する手段と、発電設備
の出力情報を入力して前記サーバ装置へ送信する手段と
を備え、前記サーバ装置は、各発電設備の運転計画情報
と前記発電設備の接続されているノード位置情報を記憶
する手段と、前記需要家用監視制御端末からの電力情報
を受信する手段と、前記発電事業者用監視制御端末から
送られてくる発電設備の出力情報を受信する手段と、前
記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力す
る手段と、前記受信した発電設備の出力情報と需要家用
監視制御端末からの電力情報、および、前記入力した電
力安定度情報と前記記憶しているノード位置情報をもと
に発電設備ごとの運転計画を変更する手段と、運転計画
を変更すべき発電事業者用監視制御端末に対して前記運
転計画の変更指令を送信する手段と、を備え、前記発電
事業者用監視制御端末では、前記サーバ装置から送られ
てくる運転計画の変更指令を受信して、該端末の記憶し
ている運転計画情報を変更することを特徴とする。ま
た、請求項４に記載の発明は、発電設備に対して制御指
令を出力する発電事業者用監視制御端末と、前記各監視
制御端末とネットワークを介してつながるサーバ装置と
を有する電力託送制御システムにおいて、前記発電事業
者用監視制御端末は、発電設備の運転計画情報と応答性
能情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発
電設備に対して制御指令を出力する手段と、前記サーバ
装置より電力安定度情報を受信する手段と、この受信し
た電力安定度情報をもとに発電設備の出力を電力安定方
向へ制御すると共に、前記記憶している応答性能情報を
もとに所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるよ
うに、発電設備の出力を変更するように制御する手段と
を備えている。また、請求項５記載の発明は、請求項３
または４記載の電力託送制御システムにおいて、前記サ
ーバ装置に各ノードの送電線アクセスコストと発電設備
出力との関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶す
る手段を設け、前記電力安定度情報として送電線アクセ
スコスト情報を入力し、この送電線アクセスコスト情報
と前記記憶しているノーダルコスト係数情報を用いて該
当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基
づき発電設備に対して制御指令を出力することを特徴と
する。また、請求項６記載の発明は、請求項３または４
記載の電力託送制御システムにおいて、前記サーバ装置
に各ノードの送電線アクセスコストと発電設備出力との
関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶する手段
と、前記電力安定度情報として発電出力変更要求情報を
入力し、該情報をもとに、該当する発電設備の発電出力
を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御
指令を出力する手段と、前記ノーダルコスト係数情報を
もとに、送電線アクセスコストを演算して該演算結果を
出力する手段と、を備えたことを特徴とする電力託送制
御システム。また、請求項７記載の発明は、コンピュー
タネットワークを通して電力販売希望者および電力購入
希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整す
る電力取引方法において、電力販売希望者より売電量、
売電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を
受信する段階と、電力購入希望者より買電量、買電期
間、買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信す
る段階と、所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希
望者の組み合わせを決定し、一般電気事業者に通知する
第１の調整段階と、電力販売希望者または電力購入希望
者に対して前記第１の調整段階で求めた組み合わせに基
づく売電許可情報または買電許可情報を通知する段階
と、一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報
を受信する段階と、前記電力供給要求情報をもとに電力
販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再調整する
第２の調整段階と、この第２の調整段階で一般電気事業
者の電力供給要求を満足する場合は、この段階による組
み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望
者に対して、売電変更情報または買電変更情報を通知す
ると共に一般電気事業者に対して電力供給可能情報を通
知し、一方、一般電気事業者の電力供給要求を満足しな
い場合は、一般電気事業者に電力供給不能情報を通知す
る段階とを備えた電力取引方法である。更に、請求項８
記載の発明は、コンピュータネットワークを通して電力
販売希望者および電力購入希望者からの売電および買電
に関する要求情報を調整する電力取引方法において、電
力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する
情報を含む売電要求情報を受信する段階と、電力購入希
望者より買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含
む買電要求情報を受信する段階と、所定の条件で、電力
販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、一
般電気事業者に通知する第１の調整段階と、一般電気事
業者からノードごとの電力供給要求情報を受信する段階
と、前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電
力購入希望者の組み合わせを再調整する第２の調整段階
と、前記第１の調整段階で求めた組み合わせによる電力
販売希望者の売電可能量と前記第２の調整段階で求めた
組み合わせによる電力販売希望者の売電可能量との間で
差が生ずる場合は，当該差分に基づく価格を算出する段
階と、一般電気事業者に対して前記算出した価格情報と
電力供給可能量情報とを提示する段階と、一般電気事業
者より決定情報を入力する段階と、当該決定情報に基づ
き、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再
々調整する第３の調整段階と、一般電気事業者から電力
供給情報の受信の無い場合は前記第１の調整段階による
組み合わせに基づき、あるいは、一般電気事業者から電
力供給情報の受信のある場合は前記第３の調整段階によ
る組み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入
希望者に対して、売電許可情報または買電許可情報を通
知する段階とを備えた電力取引方法である。また更に、
請求項９に記載の発明は、請求項７または８記載の電力
取引方法において、前記所定の条件は、前記電力販売希
望者または前記電力購入希望者が複数の一般電気事業者
の送配電系統に接続している場合は、同一一般事業者に
おける売買取引量の合計が最大になるように電力販売希
望者と電力購入希望者の組み合わせを調整することを特
徴とする電力取引方法である。また更に、請求項１０に
記載の発明は、請求項７または８記載の電力取引方法に
おいて、一般電気事業者からの電力供給要求情報は、送
電線アクセスコストとして受信することを特徴とする電
力取引方法である。In order to solve the above-mentioned problems, the invention according to claim 1 supplies power to a load of an electric power consumer, and therefore, for a plurality of power generation facilities connected to different nodes respectively. In a power transmission control system that outputs a control command, a unit that stores node position information of each power generation facility, a unit that inputs output information of each power generation facility, and power consumption information of a load of a power consumer are input. And a means for inputting power stability information of a node connected to each of the power generation facilities, and a power consumption information of the power consumer to calculate a total value to be output from the power generation facility, and the power stability. Means for obtaining a value to be output for each power generation facility based on the degree information, and outputting a control command to each power generation facility based on the value to be output for each power generation facility obtained by the means That and a means. Also,
According to a second aspect of the present invention, in order to supply electric power to a load of an electric power consumer, in a power transmission control system that outputs a control command to the power generation equipment, node position information, operation plan information, and response performance of the power generation equipment. Means for storing information, means for inputting power stability information of a node connected to the power generation equipment, and corresponding power generation based on the stored node position information of the power generation equipment and the input power stability information The output of the power generation facility is controlled so that the output of the facility is controlled toward a stable electric power, and the output of the power generation facility is changed based on the stored response performance information so that the power generation amount for a predetermined time becomes approximately equal to the operation plan. And means. Further, the invention according to claim 3 is for a consumer monitoring control terminal that collects power information of a load of a power consumer and a power generation operator that outputs a control command to a plurality of power generation facilities connected to different nodes. In a power transmission control system having a monitor control terminal and a server device connected to each monitor control terminal via a network, the consumer monitor control terminal is:
The power generation operator monitoring control terminal includes means for collecting power information and transmitting the power information to the server device, and means for storing operation plan information of the power generation facility, and controlling the power generation facility based on the operation plan information. The server device comprises means for outputting a command and means for inputting output information of the power generation equipment and transmitting it to the server device, wherein the server device is the operation plan information of each power generation equipment and the node position to which the power generation equipment is connected. Means for storing information, means for receiving power information from the consumer monitoring control terminal, means for receiving output information of power generation equipment sent from the power generation operator monitoring control terminal, and the power generation equipment Means for inputting the power stability information of the connected node, the received output information of the power generation equipment and the power information from the customer monitoring control terminal, and the input power stability information and the previous information. Means for changing the operation plan for each power generation facility based on the stored node position information, and means for transmitting the operation plan change command to the supervisory control terminal for the power generation operator whose operation plan should be changed The power generation company monitoring control terminal receives an operation plan change command sent from the server device, and changes the operation plan information stored in the terminal. . Further, the invention according to claim 4 is a power transmission control system having a supervisory control terminal for a power generation company, which outputs a control command to a power generation facility, and a server device connected to each of the supervisory control terminals via a network. In the power generation company monitoring control terminal, means for storing operation plan information and response performance information of the power generation equipment, means for outputting a control command to the power generation equipment based on the operation plan information, and the server device A means for receiving more power stability information, and controlling the output of the power generation equipment in the direction of power stability based on the received power stability information, and a predetermined time period based on the stored response performance information. And a means for controlling so as to change the output of the power generation equipment so that the power generation amount becomes approximately equal to the operation plan. The invention of claim 5 is the same as claim 3
Alternatively, in the power transmission control system according to 4, the server device is provided with a means for storing nodal cost coefficient information representing a relationship between a power transmission line access cost of each node and a power generation facility output, and the power transmission line access is used as the power stability information. Cost information is input, the power generation output of the corresponding power generation facility is calculated using this transmission line access cost information and the stored nodal cost coefficient information, and a control command is output to the power generation facility based on this calculation result. It is characterized by Further, the invention according to claim 6 is the invention according to claim 3 or 4.
In the power transmission control system described, a means for storing nodal cost coefficient information representing the relationship between the transmission line access cost of each node and the power generation equipment output in the server device, and power generation output change request information as the power stability information. Based on the input, the power generation output of the corresponding power generation facility is calculated based on the information, and a control command is output to the power generation facility based on the calculation result, and the nodal cost coefficient information. A means for calculating an access cost and outputting the calculation result, the power transmission control system. Further, the invention according to claim 7 is an electric power transaction method for adjusting demand information relating to power sale and power purchase from a power sale applicant and a power purchase candidate through a computer network.
A step of receiving power sale request information including information on a power sale period and a power sale price, and a step of receiving power purchase request information including information on a power purchase amount, a power purchase period, and a power purchase price from a power purchase candidate, Under a predetermined condition, a first adjustment step of determining a combination of an electric power sales applicant and an electric power purchase applicant and notifying the general electric power supplier, and the first adjustment step for the electric power sales applicant or the electric power purchase applicant. Based on the power supply request information, a step of notifying power sale permission information or power purchase permission information based on the combination obtained in the adjustment step, a step of receiving power supply request information for each node from a general electric power supplier, The second adjustment stage for re-adjusting the combination of the electricity sales applicant and the electricity purchase applicant, and if the power supply request of the general electric utility is satisfied in this second adjustment stage, based on the combination by this stage, Electric Notifying the sales applicant or the power purchase applicant of the power sale change information or the power purchase change information and the electric power supply availability information to the general electric power company, while the electric power supply request of the general electric power company is issued. If not, the step of notifying the general electric power company of the information on the non-supply of electric power is included. Further, claim 8
The described invention is an electric power transaction method for adjusting demand information regarding power sale and power purchase from a power sale applicant and a power purchase applicant through a computer network, and the power sale amount, power sale period, and power sale price from the power sale applicant. Power purchase request information including information about the power purchase amount, power purchase period, and power purchase price from a person who wants to purchase power, and the power sale under predetermined conditions. A first adjusting step of deciding a combination of a desirer and a purchaser of electric power and notifying the general electric power supplier, a step of receiving power supply request information for each node from the general electric power supplier, and the power supply request information A second adjustment step for re-adjusting the combination of the power sale applicant and the power purchase applicant based on the above, and the sale of power by the power sale applicant by the combination obtained in the first adjustment step. If there is a difference between the capacity and the amount of electricity that can be sold by the person who wants to sell electricity by the combination obtained in the second adjustment step, the step of calculating the price based on the difference and the general electric utility The step of presenting the calculated price information and the available power supply amount information, the step of inputting decision information from the general electric power supplier, and the combination of the power sales applicant and the power purchase applicant again based on the decision information. If there is no reception of power supply information from the third electric adjustment company and the first adjustment step, or if there is reception of electric power supply information from the general electric utility, Based on the combination in the third adjusting step, a step of notifying the power sale applicant or the power purchase applicant of the power sale permission information or the power purchase permission information. A. Furthermore,
The invention according to claim 9 is the power trading method according to claim 7 or 8, wherein the predetermined condition is that the power sales applicant or the power purchase applicant is a power transmission and distribution system of a plurality of general electric utilities. When connected, the power trading method is characterized by adjusting the combination of the power sales applicant and the power purchase applicant so that the total amount of trading transactions by the same general business operator is maximized. Furthermore, the invention according to claim 10 is the power transaction method according to claim 7 or 8, characterized in that the power supply request information from a general electric utility is received as a transmission line access cost. Is the way.
【発明の実施の形態】（第１の実施の形態）以下、発明
の実施の形態について図面を参照して説明する。図１
は、本発明のシステムの全体構成を示す図である。図に
おいて、Ｇ１、Ｇ２はそれぞれ同一または異なる一般電
気事業者（電力会社ＥＰＣＯ）の比較的大容量の発電設
備であり、これらの発電設備Ｇ１、Ｇ２の間には、複数
のノードＮ１，Ｎ２…Ｎ８およびブランチＢ１，Ｂ２、
…Ｂ５から成る電力系統が介在しており、ノードに接続
される各需要家の電力消費の状況によっては、発電設備
Ｇ１から発電設備Ｇ２に向けて潮流が流れるようにある
いは逆の向きに潮流が流れるように図示しない発電設備
制御装置を制御しなければならないが、ブランチＢ３に
流れる潮流ＰＦを制御する際の電力託送制御および電力
取引方法が本発明の主旨であり、これについての詳細は
後述することとする。本発明で言う、ノードとは発電設
備または負荷等の電力設備と送配電線との接続位置であ
り、例えば母線もこれに該当する。また、ブランチとは
各ノード間を連係する送配電線である。本例の場合、複
数のノードうち前記発電設備Ｇ１およびＧ２に比較的近
いノードＮ３およびＮ６に、それぞれ前記電力会社から
電力供給を受ける一般需要家Ｌ５、Ｌ６を接続すると共
にブランチＢ６、Ｂ９も接続している。そして一方のブ
ランチＢ６に発電設備Ｇ３を、他方のブランチＢ９に発
電設備Ｇ４をそれぞれ接続している。なお、前記発電設
備Ｇ３およびＧ４は、それぞれ前記電力会社ＥＰＣＯに
所属する電力安定化用電源であり、Ｎ９、Ｎ１０、Ｎ
１５、Ｎ１６はそれぞれの発電設備端の近傍のノードで
ある。一方、前記ノードＮ３およびＮ６の間に位置する
ノードＮ４およびＮ５には、電力小売業者が所有する発
電設備Ｇ２１およびＧ３１を接続すると共に、この電力
小売業者と契約した電力量の供給を受ける大口需要家Ｌ
２２、Ｌ３２を接続する。また、図中Ｔ２４およびＴ３
４は、前記大口需要家Ｌ２２、Ｌ３２に設置した主に監
視用として用いる情報端末であり、Ｔ２３およびＴ３３
は前記電力小売業者の発電設備Ｇ２１およびＧ３１に設
置した主に制御用として用いる情報端末である。これら
については図２で詳細に説明する。なお、前記ネットワ
ークＮＷ１には前記電力小売事業者（ＰＰＳ）のサーバ
Ｓ（以降、ＰＰＳサーバＳという）が接続され、このＰ
ＰＳサーバＳには、伝送路を通して前記電力会社ＥＰＣ
Ｏから前記発電設備Ｇ２１，Ｇ３１に対する発電指令Δ
ＰＧ２１、ΔＰＧ３１が送られてくるようになってい
る。なお、この発電指令ΔＰＧ２１、ΔＰＧ３１は当然
のことではあるが、発電出力の増減方向ならびに大きさ
を備えている。図１のブランチＢ３に流れている電力潮
流ＰＦをゼロ方向に制御する場合、前記発電指令は図示
の通り−ΔＰＧ２１、ΔＰＧ３１である。図２におい
て、図１の情報端末Ｔ２３、Ｔ２４およびＰＰＳサーバ
Ｓを詳細にして示す図である。これら各情報端末Ｔ２
３、Ｔ２４は、単に主な用途が異なるのみで、ハードウ
ェア構成は実質的に同一ある。すなわち、それぞれの端
末には内部に入出力手段、演算手段、記憶手段および伝
送手段を備えている。ここで、需要家用情報端末Ｔ２４
は前記大口電力需要家で消費する電力量を入力し、所定
の演算を行った後、ネットワークＮＷ１を介して前記Ｐ
ＰＳサーバＳに送信するという監視の目的に使用され
る。一方、発電事業者用情報端末Ｔ２３は、発電設備Ｇ
２１の運転計画情報を記憶する手段と、この運転計画情
報に基づき発電設備Ｇ２１に対して制御指令を出力する
手段と、発電設備Ｇ２１の出力情報を入力し、所定の演
算を行った後、ネットワークＮＷ１を介して前記ＰＰＳ
サーバＳに送信するという発電設備Ｇ２１に対する監視
制御の目的に使用される。端末Ｔ３３と発電設備Ｇ３
１，端末Ｔ３４と大口電力需要家Ｌ３２の関係について
も同様であるので、説明を省略する。ＰＰＳサーバＳに
ついては、前記情報端末と同様入出力手段、演算手段、
記憶手段および伝送手段等のハードウェアで構成されて
いるが、電力会社より安定度情報をもらい、複数の発電
設備間Ｇ２１，Ｇ３１間の出力調整を行うように、ソフ
トウェアによる以下の手段を備えている。すなわち、Ｐ
ＰＳサーバＳは、前記各発電設備のノード位置情報を記
憶する手段と、前記各発電設備の出力情報を入力する手
段と、電力需要家の負荷の消費電力情報を入力する手段
と、前記各発電設備のつながるノードの電力安定度情報
を入力する手段と、前記電力需要家の消費電力情報を用
いて、前記発電設備の出力すべき合計値を演算すると共
に、前記電力安定度情報をもとに前記発電設備ごとに出
力すべき値を求める手段と、該手段により求めた前記各
発電設備の出力すべき値に基づいて、前記各発電設備に
対して制御指令を出力する手段とを達成している。な
お、前記「ノード位置情報」とは、電力設備が送配電系
統と接続する位置に関する情報を意味し、電力託送業者
と一般電気事業者との間で送配電系統への電力設備の接
続地点を特定することのできる情報であれば十分であ
る。したがって、系統図をもとに付された番号、記号や
共通に使用されている電力設備の名称なども含む。「電
力託送業者」は、一般電気事業者（いわゆる１０電力会
社）の送配電系統を使用して電力需要家へ電力を供給す
る業者で、特定規模電気事業者（ＰＰＳ）を含む。図３
は、前記ＰＰＳサーバＳ１、Ｓ２と電力会社との間に、
ネットワークＮＷおよびエナジーネットサーバＥＮＳを
介在させた場合の例を示す。ここで、エナジーネット
は、複数のＰＰＳ間の電力融通のための情報提供等を行
うシステムあるいはサービス業者という意味で用いる。
エナジーネットサーバＥＮＳを介在させた場合、電力会
社ＥＰＣＯは個々の電力小売業者に発電指令を出す必要
はなく、トータルの発電指令を出すだけで良い。個々電
力小売業者に発電指令はエナジーネットサーバＥＮＳが
出力する。したがって、図３の例では、図２におけるＰ
ＰＳサーバＳの機能をエナジーネットサーバＥＮＳが負
う。なお、本発明においては、前記ＰＰＳサーバＳある
いはエナジーネットサーバＥＮＳを総称して、以下単に
サーバ装置と呼ぶことにする。
（第２の実施の形態）本実施の形態は、ＩＰＰ，電力託
送業者、時間により調整を行うことにより、電力需要家
の負荷へ電力を供給する発電設備に対して、制御指令を
出力する電力託送制御システムに係るものである。この
ため、本実施の形態の電力託送制御システムは、前記発
電設備のノード位置情報、運転計画情報および応答性能
情報を記憶する手段と、前記発電設備のつながるノード
の電力安定度情報を入力する手段と、前記記憶している
発電設備のノード位置情報と前記入力した電力安定度情
報をもとに対応する発電設備の出力を電力安定方向へ制
御すると共に、前記記憶している応答性能情報をもとに
所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるように、
発電設備の出力を変更するように制御する手段とを備え
るようにしている。これを、図４で示した電力会社と発
電事業者の発電機の出力を表した図を用いて説明する
と、ある発電設備の当初の運転計画は、直線ＡＤＧの一
定出力であり、また、この発電設備の応答性能は、出力
減少方向はθ１、出力上昇方向はθ２であるとする。こ
れらの情報を電力託送制御システムの記憶装置（手段）
に保存すると共に、電力会社へも通知しておく。なお、
応答性能に関する情報としては、制御指令の出力時点か
ら、出力変化開始までの遅延時間も含めても良い。本実
施の形態では、当該発電設備の遅延時間は極めて小さい
ものとして扱う。電力託送支援システムは、電力会社か
らの電力安定度情報をもとに、出力を減少させ、かつ、
同時同量制御間隔において、当初の運転計画の発電量を
満足するように、出力を復帰させる。すなわち、当初計
画に対して減少分（面積ＡＢＣＤ）と増加分（ＤＥＦ
Ｇ）の面積が等しくなるように運転調整をする。一方、
電力会社の発電設備は、発電事業者の発電設備が出力上
昇に転じる時点Ｃでは下降を開始する。例えば、同時同
量制御間隔を３０分単位としたとき、電力会社の発電設
備の応答性能が、発電事業者の発電設備の応答性能より
も１０分程度の遅れ（同時同量間隔の１／２程度の遅
れ）ならば、発電事業者の発電設備を電力安定化制御に
使用しつつ同時同量制御も達成できる。このように本実
施形態によれば、発電事業者の発電設備を電力安定化制
御に用いることにより、早く制御を開始することがで
き、電力会社は、このための応答性のよい設備を敢えて
保有する必要が無くなり、保守管理の手間費用を削減す
ることができる。
（第３の実施の形態）本実施形態は、端末にて運転計
画、サーバ装置により運転変更計画を指示するようにし
たものである。このため、本実施形態は、図１におい
て、電力需要家の負荷の電力情報を収集する需要家用監
視制御端末Ｔ２４、Ｔ３４と、夫々異なるノードにつな
がる複数の発電設備Ｇ１、Ｇ２に対して制御指令を出力
する発電事業者用監視制御端末Ｔ２３、Ｔ３３と、前記
各監視制御端末とネットワークＮＷ１を介してつながる
サーバ装置Ｓとを有する電力託送制御システムにおい
て、前記需要家用監視制御端末は、電力情報を収集して
前記サーバ装置Ｓへ送信する手段を備え、前記発電事業
者用監視制御端末は、発電設備の運転計画情報を記憶す
る手段と、この運転計画情報に基づき発電設備に対して
制御指令を出力する手段と、発電設備の出力情報を入力
して前記サーバ装置へ送信する手段と、を備え、前記サ
ーバ装置は、各発電設備の運転計画情報と前記発電設備
の接続されているノード位置情報を記憶する手段と、前
記需要家用監視制御端末からの電力情報を受信する手段
と、前記発電事業者用監視制御端末から送られてくる発
電設備の出力情報を受信する手段と、前記発電設備のつ
ながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記
受信した発電設備の出力情報と需要家用監視制御端末か
らの電力情報、および、前記入力した電力安定度情報と
前記記憶しているノード位置情報をもとに発電設備ごと
の運転計画を変更する手段と、運転計画を変更すべき発
電事業者用監視制御端末に対して前記運転計画の変更指
令を送信する手段とを備え、前記発電事業者用監視制御
端末では、前記サーバ装置から送られてくる運転計画の
変更指令を受信して、該端末の記憶している運転計画情
報を変更することができるようにした。なお、需要家用
監視制御端末で収集した電力情報を発電事業者用監視制
御端末に送り、発電事業者用監視制御端末で出力調整す
るようにしても良い。
（第４の実施の形態）本実施形態は、図１において、端
末Ｔ２３、Ｔ３３にて運転計画を行い、サーバ装置Ｓよ
り運転計画変更指示を行うようにした電力託送制御シス
テムであって、発電設備に対して制御指令を出力する発
電事業者用監視制御端末と、前記各監視制御端末
Ｔ２３、Ｔ３３とネットワークＮＷ１を介してつながる
サーバ装置Ｓとを有する。前記発電事業者用監視制御端
末Ｔ２３、Ｔ３３は、発電設備Ｇ１、Ｇ２の運転計画情
報と応答性能情報を記憶する手段と、この運転計画情報
に基づき発電設備Ｇ１、Ｇ２に対して制御指令を出力す
る手段と、前記サーバ装置より電力安定度情報を受信す
る手段と、この受信した電力安定度情報をもとに発電設
備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶し
ている応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計
画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変更する
ように制御する手段とを備えている。
（第５の実施の形態）本実施の形態は、図１から図３に
おいて、サーバ装置にノーダルコスト係数や、電力安定
化情報として送電線アクセスコスト情報を入力するよう
にした電力託送制御システムである。本実施の形態は、
前記サーバ装置Ｓに各ノードの送電線アクセスコストと
発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報
を記憶手段により記憶させ、前記電力安定度情報として
送電線アクセスコスト情報を入力し、この送電線アクセ
スコスト情報と前記記憶しているノーダルコスト係数情
報を用いて演算手段により該当する発電設備の発電出力
を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御
指令を出力するようにしたものである。以下、本実施の
形態の概念から説明する。前述した競争的な電力市場が
形成されて行く中で、市場のモデルとして議論されてき
たモデルは、Ｐｏｏｌ ＭｏｄｅｌとＢｉｌａｔｅｒａ
ｌ Ｍｏｄｅｌに大別される。この発明の実施の形態で
は、発電会社ＥＰＣＯと需要家間の託送サービス業者
（仲介者）を介在させた取引を前提としたＰｏｏｌ Ｍ
ｏｄｅｌに基づき、系統安定化制御システムの提供情報
をノーダルプライスに反映させる方法を考察したもので
ある。既に説明した図１には、電力需要の多くを賄いか
つ送電網を所有する電力会社ＥＰＣＯと、託送サービス
を行いう仲介者でもあるＰＰＳ、複数の発電事業者Ｇ２
１、Ｇ３１および大口需要家Ｌ２２，Ｌ３２が示されて
いる。送電網に供給信頼度上の問題がない範囲では、託
送サービス業者（ＰＰＳ）を仲介してＰｏｏｌ内の以下
の式（１）の均衡条件で決まる発電業者と需要家間の電
力売買取引が行われると想定する。BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION (First Embodiment) Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. Figure 1
FIG. 1 is a diagram showing an overall configuration of a system of the present invention. In FIG, G1, G2 is a power plant of a relatively large volume of the same or different electric utility (power company EPCO), between these power plants G1, G2, a plurality of nodes N 1, N 2 ... N 8 and branches B 1 , B 2 ,
Tide ... is interposed the power system consisting of B 5, each by the customer of the status of power consumption, or in the reverse direction as flow tide toward the power plant G2 from the power generating facility G1 connected to the node Although the power generation equipment control device (not shown) must be controlled so that the power flows, the power transfer control and the power trading method when controlling the power flow P F flowing to the branch B 3 are the gist of the present invention. Will be described later. In the present invention, a node is a connection position between a power transmission facility and a power facility such as a power generation facility or a load, and a bus line, for example, corresponds to this. A branch is a transmission / distribution line that links the nodes. In this example, the branch B 6 as well as connected to the node N 3 and N 6 relatively close to a plurality of nodes of which the power generation facility G1 and G2, the general consumer L5, L6 for receiving power from each of the power company, B 9 is also connected. The power generation facility G3 in one branch B 6, are connected respectively to power generation equipment G4 to other branch B 9. The power generation facilities G3 and G4 are power stabilizing power sources belonging to the power company EPCO, and are N 9 , N 10 , and N 4.
15 and N 16 are nodes in the vicinity of the end of each power generation facility. On the other hand, the node N 4 and N 5 is located between the node N 3 and N 6, together with the power retailers connects the power generation equipment G21 and G31 owned, supply of electric energy contracted with the power retailers Large consumer L to receive
22 and L32 are connected. Also, T24 and T3 in the figure
Reference numeral 4 denotes an information terminal installed mainly in the large-scale customers L22 and L32 and used mainly for monitoring purposes.
Is an information terminal installed in the power generation facilities G21 and G31 of the electric power retailer and mainly used for control. These will be described in detail with reference to FIG. A server S of the electric power retailer (PPS) (hereinafter referred to as a PPS server S) is connected to the network NW 1.
The electric power company EPC is connected to the PS server S through a transmission line.
Power generation command Δ from O to the power generation equipment G21, G31
PG 21 and ΔPG 31 are sent. It should be noted that the power generation commands ΔPG 21 and ΔPG 31 are naturally provided with the increasing / decreasing direction and size of the power generation output. When the power flow P F flowing in the branch B 3 of FIG. 1 is controlled in the zero direction, the power generation commands are −ΔPG 21 and ΔPG 31 as illustrated. FIG. 3 is a diagram showing in detail the information terminals T23 and T24 and the PPS server S of FIG. 1 in FIG. Each of these information terminals T2
3, T24 is different only in the main application, and has substantially the same hardware configuration. That is, each terminal is internally provided with an input / output unit, a calculation unit, a storage unit and a transmission unit. Here, the consumer information terminal T24
Inputs the amount of electric power consumed by the large-scale electric power consumer, performs a predetermined calculation, and then executes the above-mentioned P via the network NW 1.
It is used for the monitoring purpose of transmitting to the PS server S. On the other hand, the information terminal T23 for the power generator is the power generation facility G.
21 for storing the operation plan information, means for outputting a control command to the power generation equipment G21 based on this operation plan information, and inputting the output information of the power generation equipment G21, performing a predetermined calculation, and then performing a network operation. The PPS via NW 1
It is used for the purpose of monitoring and controlling the power generation facility G21 of transmitting to the server S. Terminal T33 and power generation equipment G3
The same applies to the relationship between the terminal T34 and the large-scale power consumer L32, and thus the description thereof will be omitted. Regarding the PPS server S, the input / output means, the arithmetic means,
Although it is composed of hardware such as storage means and transmission means, the following means by software is provided so as to receive the stability information from the electric power company and adjust the output between the plurality of power generation equipments G21 and G31. There is. That is, P
The PS server S stores the node position information of each power generation facility, a unit that inputs output information of each power generation facility, a unit that inputs power consumption information of a load of an electric power consumer, and each power generation. A means for inputting power stability information of a node connected to the equipment and a power consumption information of the power consumer are used to calculate a total value to be output from the power generation equipment, and based on the power stability information. Means for obtaining a value to be output for each power generation facility, and means for outputting a control command to each power generation facility based on the value to be output for each power generation facility determined by the means. There is. The "node position information" means information about the position where the power facility is connected to the power transmission and distribution system, and indicates the connection point of the power facility to the power transmission and distribution system between the power transmission company and the general electric utility. Information that can be specified is sufficient. Therefore, it also includes the numbers and symbols given based on the system diagram and the names of commonly used electric power equipment. The "electric power transmission company" is a company that supplies electric power to electric power consumers by using a power transmission and distribution system of a general electric power company (so-called 10 electric power companies), and includes a specific scale electric power company (PPS). Figure 3
Between the PPS servers S 1 and S 2 and the power company,
An example in which the network NW and the energy net server ENS are interposed is shown. Here, the energy net is used to mean a system or a service provider that provides information for power interchange among a plurality of PPSs.
When the energy net server ENS is interposed, the electric power company EPCO does not need to issue an electric power generation command to each electric power retailer, but only issues a total electric power generation command. The energy net server ENS outputs a power generation command to each electric power retailer. Therefore, in the example of FIG. 3, P in FIG.
The energy net server ENS bears the function of the PS server S. In the present invention, the PPS server S or the energy net server ENS will be generically referred to as a server device hereinafter. (Second Embodiment) In the present embodiment, electric power for outputting a control command to a power generation facility that supplies electric power to a load of an electric power consumer by adjusting according to an IPP, an electric power delivery company, and time. It relates to a consignment control system. Therefore, the power transmission control system of the present embodiment, means for storing the node position information, operation plan information and response performance information of the power generation equipment, and means for inputting the power stability information of the node connected to the power generation equipment And controlling the output of the corresponding power generation facility based on the stored node position information of the power generation facility and the input power stability information in the stable power direction, and also storing the stored response performance information. And so that the amount of power generation for a given time is approximately equal to the operation plan,
And a means for controlling so as to change the output of the power generation equipment. This was announced with the electric power company shown in Fig. 4.
It explains using the figure showing the output of the generator of the electric power company
Then , it is assumed that the initial operation plan of a certain power generation facility is a constant output of the linear ADG, and the response performance of this power generation facility is θ1 in the output decreasing direction and θ2 in the output increasing direction. A storage device (means) for the electric power transmission control system based on these pieces of information.
Save it to and also notify the electric power company. In addition,
The information regarding the response performance may include a delay time from the output time of the control command to the start of the output change. In the present embodiment, the delay time of the power generation facility is treated as being extremely small. The power transmission support system reduces the output based on the power stability information from the power company, and
In the same amount control interval, the output is restored so as to satisfy the power generation amount of the original operation plan. That is, decrease (area ABCD) and increase (DEF
Adjust the operation so that the areas in G) are equal. on the other hand,
The power generation equipment of the electric power company starts to fall at time C when the power generation equipment of the power generation company starts to increase in output. For example, when the simultaneous equal-quantity control interval is set to 30 minutes, the response performance of the power generation equipment of the electric power company is delayed by about 10 minutes from the response performance of the power generation equipment of the power generation company (1/2 of the simultaneous equal-quantity interval). If there is a delay), the same amount of control can be achieved while using the power generation equipment of the power generation company for power stabilization control. As described above, according to the present embodiment, by using the power generation equipment of the power generation company for the power stabilization control, the control can be started quickly, and the power company dares to possess equipment with good responsiveness for this. It is not necessary to do so, and the labor cost of maintenance can be reduced. (Third Embodiment) In this embodiment, an operation plan is instructed by a terminal and an operation change plan is instructed by a server device. For this reason, the present embodiment is similar to that shown in FIG.
And monitoring control terminals for consumers T 24 and T 34 for collecting electric power information of loads of electric power consumers, and monitoring for power generation operators that output control commands to a plurality of power generation facilities G 1 and G 2 connected to different nodes, respectively. In a power delivery control system having control terminals T 23 , T 33 and a server device S connected to each of the monitoring control terminals via a network NW 1 , the consumer monitoring control terminal collects power information and collects the power information from the server. The monitoring control terminal for the power generation company, comprising means for transmitting to the device S, means for storing operation plan information of the power generation equipment, and means for outputting a control command to the power generation equipment based on this operation plan information, Means for inputting output information of the power generation equipment and transmitting it to the server device, wherein the server device is connected to the operation plan information of each power generation equipment and the power generation equipment. Means for storing node position information, a means for receiving power information from the consumer monitoring control terminal, a means for receiving output information of power generation equipment sent from the power generation operator monitoring control terminal, Means for inputting power stability information of a node connected to the power generation facility, output information of the received power generation facility and power information from a consumer monitoring control terminal, and the input power stability information and storing the information. A means for changing the operation plan for each power generation facility based on the node position information that is present, and means for transmitting the operation plan change command to the supervisory control terminal for the power generation operator whose operation plan should be changed, In the supervisory control terminal for the power generation company, the operation plan information stored in the terminal can be changed by receiving the operation plan change command sent from the server device. It was. The electric power information collected by the customer monitoring control terminal may be sent to the power generation operator monitoring control terminal, and the output adjustment may be performed by the power generation operator monitoring control terminal. (Fourth Embodiment) In this embodiment, in FIG. 1 performs operation plan at the terminal T 23, T 33, a power wheeling control system to perform the operation plan change instruction from the server device S It has a supervisory control terminal for a power generation company that outputs a control command to a power generation facility, and a server device S that is connected to each of the supervisory control terminals T 23 and T 33 via a network NW1. The power generation operator monitoring control terminals T 23 and T 33 store the operation plan information and response performance information of the power generation facilities G1 and G2, and control commands to the power generation facilities G1 and G2 based on the operation plan information. And a means for receiving power stability information from the server device, and controlling the output of the power generation equipment in the power stable direction based on the received power stability information, and storing the response. And means for controlling the output of the power generation equipment based on the performance information so that the power generation amount for a predetermined time is approximately equal to the operation plan. (Fifth Embodiment) This embodiment is based on FIG. 1 to FIG.
In the power transmission control system, a nodal cost coefficient and transmission line access cost information as power stabilization information are input to the server device. In this embodiment,
Nodal cost coefficient information indicating the relationship between the power transmission line access cost of each node and the power generation equipment output is stored in the server device S by the storage means, and the power transmission line access cost information is input as the power stability information. By using the access cost information and the stored nodal cost coefficient information, the power generation output of the corresponding power generation equipment is calculated by the calculation means, and the control command is output to the power generation equipment based on the calculation result. . The concept of the present embodiment will be described below. While the above-mentioned competitive electricity market is being formed, the models that have been discussed as market models are Pool Model and Bilatera.
It is roughly divided into 1 Model. In the embodiment of the present invention, a Pool M based on a transaction involving a transmission service company (intermediary) between a power generation company EPCO and a consumer
This is a method of reflecting the information provided by the system stabilization control system in the nodal price based on odel. In FIG. 1 described above, the electric power company EPCO that covers most of the electric power demand and owns the power transmission network, the PPS that is also an intermediary that performs the consignment service, and the plurality of power generation companies G2.
1, G31 and large customers L22, L32 are shown. As long as there is no problem in supply reliability in the power transmission network, power trading transactions between power generators and consumers that are determined by the equilibrium condition of the following formula (1) in Pool are carried out via a consignment service provider (PPS). I'm supposed to be.
【数１】
ここで
ＰＯｉ：発電事業者ｉの有効電力Ａｃｔｉｖｅ Ｐｏｗ
ｅｒ Ｏｕｔｐｕｔ ｏｆ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ ｉ
ＣＯｉ：発電事業者ｉのコスト関数Ｃｏｓｔ ｆｕｎｃ
ｔｉｏｎ ｏｆ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ ｉ
ＰＬｊ：Ａｃｔｉｖｅ Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｓｕｍｐｔ
ｉｏｎ ｏｆ Ｃｕｓｔｏｍｅｒ ｊ
ＣＬｊ：Ｃｏｓｔ ｆｕｎｃｔｉｏｎ ｏｆ Ｃｕｓｔ
ｏｍｅｒ ｊ
λ：ｔｈｅ ｐｒｉｃｅ ｏｆ ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔ
ｙ ｉｎ ｔｈｅ ｍａｒｋｅｔ ｍｅｄｉａｔｅｄ
ｂｙ ｔｈｅ ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ ｒｅｔａｉｌ
ｅｒ
託送料金は、託送サービス業者（ＰＰＳ）から電力会社
ＥＰＣＯに支払われるが、電力会社ＥＰＣＯ側で決めた
送電線アクセスコストは、送電地点によらず一律の値で
あるとする。電力会社の発電機および発電業者の発電機
を含む送電網のｎ−１ ｓｅｃｕｒｉｔｙ ｃｒｉｔｅ
ｒｉｏｎに基づく過渡安定度面の供給信頼度は、電力会
社が所有する安定化制御システムにより評価される。以
下では、評価の結果、供給信頼度の問題が発見された場
合を考える。安定化制御システムにおいては、系統の単
一事故時の安定性維持、あるいは安定度余裕度の確保の
ための予防制御の一手段として、供給信頼度向上のため
に望ましい発電機出力の振替が提示される。発電事業者
の発電機が出力調整の対象に選ばれた時には、発電事業
者の発電機を出力指令により直接制御するのではなく、
価格シグナルとして発電地点ごとの送電線アクセスコス
トの変化分を市場に提示する。提示された変化分が市場
に作用することで、託送サービス事業者（ＰＰＳ）を介
して間接的にＰｏｏｌ Ｍａｒｋｅｔにおけるノーダル
コスト発電地点ごとに変化し、結果的に望ましい発電機
出力の再配分が促されることが期待できる。但し、この
発電機の出力調整（振替）においては、需要家へは一切
影響を与えないことを前提として、需要家の消費量の変
更や契約売電料金の変更を要求しないことにする。これ
は、（１）式で示す平衡点から、現在の発電出力におい
て発電地点ｉのノーダルプライスρｉを以下の式（２）
ように変化させること、および発電調整後の新しい平衡
点においては、結果的にノーダルプライスが平常時から
変化しないことに相当する。[Equation 1] Here, P Oi is the active power Active Pow of the power generation company i.
er Output of Generator i C Oi : Cost function of power generation company i Cost func
ion of Generator i PLj : Active Power Concept
ion of Customer j C Lj : Cost function of Cust
mer j λ: the price of electrical
y in the market mediated
by the electricality trail
er The consignment fee is paid from the consignment service provider (PPS) to the electric power company EPCO, but the transmission line access cost determined by the electric power company EPCO is a uniform value regardless of the power transmission point. N-1 security write of the grid, including generators of power companies and generators of generators
The supply reliability of the transient stability surface based on rion is evaluated by the stabilization control system owned by the electric power company. Below, consider the case where a problem of supply reliability is found as a result of the evaluation. In the stabilization control system, the transfer of the desired generator output is proposed to improve the supply reliability as a means of preventive control to maintain the stability in the event of a single system failure or to secure the stability margin. To be done. When the generator of the power generation company is selected for output adjustment, instead of directly controlling the generator of the power generation company by the output command,
The change in transmission line access cost for each power generation point is presented to the market as a price signal. The proposed changes will act on the market to indirectly change via the consignment service provider (PPS) at each nodal cost power generation point in Pool Market, resulting in the reallocation of the desired generator output. Can be expected. However, in the output adjustment (transfer) of this generator, it is not required to change the consumption amount of the customer or the contract power sale fee, on the assumption that the customer is not affected at all. This is because the nodal price ρ i of the power generation point i at the current power generation output is calculated from the equilibrium point shown in the equation (1) below by the following equation (2).
Thus, and at the new equilibrium point after power generation adjustment, the nodal price is equivalent to no change from normal.
【数２】
ここで
ΔＴＲＣｉ：発電地点ｉの送電線アクセスコストの増分
次に、過渡安定度の評価とＧＥＮＥＲＡＴＩＯＮ ＲＥ
ＳＨＥＤＵＬＩＮＧについて説明する。日本国内で実用
化されている過渡安定度制御システムの中央演算装置で
は、ｎ−１ Ｓｅｃｕｒｉｔｙ Ｃｒｉｔｅｒｉｏｎに
基づく想定故障ごとのスクリーニング演算および詳細安
定度計算が行われている。ここでは、中央演算装置から
得られる情報としてスクリーニング演算の以下の式
（３）で求められる加速エネルギー指標に注目した。[Equation 2] Where ΔTRC i : increment of transmission line access cost at power generation point i Next, evaluation of transient stability and GENERATION RE
SHEDULING will be described. In a central processing unit of a transient stability control system which is put into practical use in Japan, screening calculation and detailed stability calculation for each contingency based on n-1 Security Criterion are performed. Here, as the information obtained from the central processing unit, attention is paid to the acceleration energy index obtained by the following formula (3) of the screening calculation.
【数３】
ここで、
ＰＯｉ：故障発生直前の発電機ｉの有効出力
Ｐｆｉ：故障発生時点の発電機ｉの有効出力
Ｍｉ：発電機ｉの慣性定数
ΔＴ：故障継続時間
上記式（３）式の第１項は、全発電機の加速エネルギー
の総和を表す。第２項は慣性中心の加速エネルギーであ
る。従って、ＡＥは事故継続中に各発電機に蓄積された
加速エネルギーのアンバランス量の総和を表す。事前の
詳細安定度計算によるケーススタディーの結果に基づ
き、ＡＥ値の閾値が求まる。ＡＥ値が増加して閾値に近
づく程、安定度余裕が少なくなる。また、ＡＥ値が閾値
を超えると不安定になる。従って、発電機出力の持ち替
えにより、ＡＥ値を下げることができれば、不安定ケー
スを安定化したり、安定度余裕度を増やしたりできるこ
とになる。ここで問題になるのは、どの発電機出力を増
やし、どの発電機出力を減らせばＡＥ値を下げられるか
を見つけだす方法である。一般に過渡安定度は、発電機
の運転状態と送電網の潮流混雑度に関わる非線形性な振
る舞いを示すが、送電網の超高圧基幹送電線の潮流混雑
度に相関がある場合が多い。そこで、以下に示す手順を
用いて、ＡＥ値を下げるための発電調整の方向を、送電
線混雑度緩和を目的としたＤＣ計算による感度計算にか
ら定め、次に必要な発電調整量を求める。
Ｓｔｅｐ１：送電容量限界に最も近い基幹送電ルートの
送電線混雑度緩和のための発電地点ｉの感度ＳｉをＤＣ
計算により計算する。
Ｓｔｅｐ２：感度Ｓｉの符号に応じて発電機出力を増減
させることでＡＥ値を下げること目的に、出力調整可能
な発電地点ｉの出力増分ΔＰＧｉに対するＡＥの減少分
（−ΔＡＥ）を求める。 このとき、需給バランス条件
として（−ΔＰＧｉ）を感度ＳｊがＳｉと符号が異なる
発電機ｊに配分してから、ＡＥを次式（４）で計算す
る。[Equation 3] Where P Oi is the effective output of the generator i immediately before the occurrence of the failure P fi is the effective output of the generator i at the time of the failure M i is the inertia constant ΔT of the generator i : the duration of failure of the above equation (3) The first term represents the total acceleration energy of all generators. The second term is the acceleration energy centered on the inertia. Therefore, AE represents the total amount of unbalanced acceleration energy accumulated in each generator during the accident. The threshold value of the AE value is obtained based on the result of the case study by the detailed stability calculation in advance. The stability margin decreases as the AE value increases and approaches the threshold value. Further, when the AE value exceeds the threshold value, it becomes unstable. Therefore, if the AE value can be lowered by changing the output of the generator, the unstable case can be stabilized or the stability margin can be increased. The problem here is how to find out which generator output should be increased and which generator output should be decreased to lower the AE value. Generally, the transient stability shows a non-linear behavior related to the operating state of the generator and the power flow congestion degree of the power transmission network, but in many cases, there is a correlation with the power flow congestion degree of the ultra high voltage trunk transmission line of the power transmission network. Therefore, using the procedure described below, the direction of power generation adjustment for lowering the AE value is determined from the sensitivity calculation by DC calculation for the purpose of mitigating the degree of congestion of the transmission line, and then the required power generation adjustment amount is obtained. Step 1: DC of the sensitivity Si at the power generation point i for mitigating the transmission line congestion degree of the main power transmission route closest to the transmission capacity limit
Calculate by calculation. Step 2: For the purpose of lowering the AE value by increasing / decreasing the generator output according to the sign of the sensitivity Si, the decrease amount (-ΔAE) of the AE with respect to the output increment ΔP Gi of the output adjustable power generation point i is obtained. At this time, as a supply / demand balance condition, (-ΔP Gi ) is distributed to the generator j whose sensitivity Sj is different from Si in sign, and then AE is calculated by the following equation (4).
【数４】
ここで、
ｊ∈｛∀（Ｓｉ＊Ｓｊ＜０）｝
Ｓｔｅｐ３：ＡＥの減少分（−ΔＡＥ）がＡＥ閾値を下
回るか、または必要な安定度余裕度を満たす大きさとな
るまで、Ｓｔｅｐ１、Ｓｔｅｐ２を繰り返す。
Ｓｔｅｐ４：Ｓｔｅｐ３の条件が満たされた時点の各発
電機の出力調整量ΔＰＧｉを発電出力の振替結果とす
る。
次に、ノーダルプライスについて説明する。発電地点ｉ
の送電線アクセスコストの増分ΔＴＲＣｉを含めた発電
機のコストＣｉを、次式（５）の通り２次関数で表すも
のとする。[Equation 4] here, jε {∀ (Si * Sj <0)} Step3: Step1 and Step2 are repeated until the amount of decrease in AE (-ΔAE) falls below the AE threshold value or the required stability margin is reached. Step 4: The output adjustment amount ΔP Gi of each generator at the time when the condition of Step 3 is satisfied is used as the transfer result of the generated output. Next, the nodal price will be described. Power generation point i
The generator cost Ci including the increase ΔTRCi of the power transmission line access cost is expressed by a quadratic function as in the following equation (5).
【数５】
ここに、供給信頼度上の問題がない場合はΔＴＲＣｉ＝
０とし、供給信頼度対策が必要な時点でΔＴＲＣｉ≠０
を与えることにする。発電地点ｉのノーダルプライスρ
ｉは、次式（６）で表される。[Equation 5] Here, if there is no problem in supply reliability, ΔTRCi =
0, and ΔTRCi ≠ 0 when a measure for supply reliability is required
Will be given. Nodal price ρ at power generation point i
i is represented by the following equation (6).
【数６】
（２）式と（５）式を比べると、供給信頼度上の問題が
ない時点の平衡点では、次式（７）である。[Equation 6] Comparing equations (2) and (5), the following equation (7) is obtained at the equilibrium point when there is no problem in supply reliability.
【数７】
供給信頼度上の問題発生時は、その対策としてΔＴＲＣ
ｉ≠０を与えることで供給信頼度対策として発電調整Δ
ＰＧｉが行われて、新たな平衡点に到達する。このと
き、市場の売電コストを変動させない条件を加えると、
新たな平衡点において、次式（８）が求められ、したが
って、ΔＴＲＣｉは、ΔＰＧｉから次式（９）で求めら
れる。[Equation 7] When problems with supply reliability occur, ΔTRC can be used as a countermeasure.
Power generation adjustment Δ as a measure of supply reliability by giving i ≠ 0
P Gi is performed to reach a new equilibrium point. At this time, if you add a condition that does not change the power selling cost of the market,
At the new equilibrium point, the following equation (8) is obtained, and therefore ΔTRCi is obtained from ΔP Gi by the following equation (9).
【数８】
（第６の実施の形態）本実施の形態は、サーバ装置にノ
ーダルコスト係数や、電力安定化情報として発電設備の
出力変化要求情報を入力するようにした電力託送制御シ
ステムである。本実施の形態は、図１ないし図３におい
て、サーバ装置Ｓに各ノードの送電線アクセスコストと
発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報
を記憶する手段と、前記電力安定度情報として発電出力
変更要求情報を入力し、これらの情報をもとに、該当す
る発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基づき
発電設備に対して制御指令を出力する手段と、前記ノー
ダルコスト係数情報をもとに、送電線アクセスコストを
演算して該演算結果を出力する手段とを備えている。
（第７の実施の形態）；（請求項７）対応
本実施の形態は、コンピュータネットワークを通して発
電事業者に代表される電力販売希望者および需要家に代
表される電力購入希望者からの売電および買電に関する
要求情報を調整する電力取引方法に関するものである。
この方法を達成するために、本実施の形態では、図５お
よび図６で示すように、電力販売希望者より売電量、売
電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を受
信する段階と、電力購入希望者より買電量、買電期間、
買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信する段
階と、所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者
の組み合わせを決定し、電力会社に代表される一般電気
事業者に通知する第１の調整段階と、電力販売希望者ま
たは電力購入希望者に対して前記第１の調整段階で求め
た組み合わせに基づく売電許可情報または買電許可情報
を通知する段階と、一般電気事業者からノードごとの電
力供給要求情報を受信する段階と、前記電力供給要求情
報をもとに電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わ
せを再調整する第２の調整段階と、この第２の調整段階
で一般電気事業者の電力供給要求を満足する場合は、こ
の段階による組み合わせに基づき、電力販売希望者また
は電力購入希望者に対して、売電変更情報または買電変
更情報を通知すると共に一般電気事業者に対して電力供
給可能情報を通知し、一方、一般電気事業者の電力供給
要求を満足しない場合は、一般電気事業者に電力供給不
能情報を通知する段階とを備えるようにしている。な
お、前記一般電気事業者からの電力供給要求情報は、送
電線アクセスコストとして受信する。
（第８の実施の形態）本実施の形態は、コンピュータネ
ットワークを通して発電事業者に代表される電力販売希
望者および需要家に代表される電力購入希望者からの売
電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法
に関するものである。この方法を達成するために、本実
施の形態では、図５および図６で示すように、電力販売
希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する情報を
含む売電要求情報を受信する段階と、電力購入希望者よ
り買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含む買電
要求情報を受信する段階と、所定の条件で、電力販売希
望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、一般電気
事業者に通知する第１の調整段階と、一般電気事業者か
らノードごとの電力供給要求情報を受信する段階と、前
記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購入
希望者の組み合わせを再調整する第２の調整段階と、前
記第１の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売希
望者の売電可能量と前記第２の調整段階で求めた組み合
わせによる電力販売希望者の売電可能量との間で差が生
ずる場合は，当該差分に基づく価格を算出する段階と、
一般電気事業者に対して前記算出した価格情報と電力供
給可能量情報とを提示する段階と、一般電気事業者より
決定情報を入力する段階と、当該決定情報に基づき、電
力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再々調整
する第３の調整段階と、一般電気事業者から電力供給情
報の受信の無い場合は前記第１の調整段階による組み合
わせに基づき、あるいは、一般電気事業者から電力供給
情報の受信のある場合は前記第３の調整段階による組み
合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望者
に対して、売電許可情報または買電許可情報を通知する
段階とを備えている。なお、前記一般電気事業者からの
電力供給要求情報は、前述した第７の実施形態同様、送
電線アクセスコストとして受信する。また、ＰＰＳ内の
発電事業者と電力需要家のほか、ＰＰＳ自体、一般電気
事業者も含まれる。
（第９の実施の形態）本実施の形態は、コンピュータネ
ットワークを通して発電事業者に代表される電力販売希
望者および需要家に代表される電力購入希望者からの売
電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法
に関するものである。この方法を達成するために、本実
施の形態では、前記電力販売希望者または前記電力購入
希望者が複数の一般電気事業者の送配電系統に接続して
いる場合は、同一の一般事業者における売買取引量の合
計が最大になるように、電力販売希望者と電力購入希望
者の組み合わせを調整することを特徴とする電力取引方
法である。図５、図６は、電力託送制御による電力取引
の処理プロセスを説明するためのフローチャートを示
す。図５において、ステップ１で発電事業者は、売電量
・期間・単価の希望をＰＰＳに提出し、需要者は買電量
・期間・単価の希望をＰＰＳに提出する。なお、ここで
言う需要者とは大口需要者および一般需要者を含むもの
とする。次にステップ２において、ＰＰＳが自ＰＰＳ内
で行う発電事業者・需要家の組み合わせを仮決定する。
ステップ３において、ＰＰＳは更に、残りの発電事業者
・需要家の希望をエナジーネットに連絡する。ステップ
４において、発電事業者・需要家の希望のミスマッチを
解消する商品（電力）及びその価格（リスクプレミア
ム）を決定する＜基本メニューの考え方は、ＰＰＳに事
前連絡すること＞。ステップ５において、発電事業者と
需要家との組み合わせの仮決めを行う＜基本的には、安
い発電事業者と高い需要家を結びつける。送電線アクセ
スコストや地域振替コスト等、コスト評価方法のバリエ
ーションが考えられる＞。ステップ６において、エナジ
ーネットは系統情報を電力会社から入手し、ステップ７
において系統運用上の潮流混雑・安定度を検討する。ス
テップ７において、エナジーネットが系統運用上の潮流
混雑・安定度の検討を採用できない（ＮＯ）場合、ステ
ップ５に戻り、系統運用上の潮流混雑・安定度の検討を
採用できる（ＹＥＳ）場合は、テップステップ８に進
み、発電事業者・需要家組み合わせ量・期間・単価決定
し、ステップ９に進む。図６において、ステップ９で
は、上記をＰＰＳに、量を電力会社に連絡する。ステッ
プ１０において、電力会社は、系統運用上の潮流混雑・
安定度を検討する。このステップ１０において、検討結
果を採用できない場合は、エナジーネットに給電指令を
出すと共にステップ８に戻り、一方採用できる場合（Ｙ
ＥＳ）はステップ１１へ進む。ステップ１１において上
記検討結果を系統運用計画に反映し、エナジーネットに
連絡する。ステップ１２において、エナジーネットは電
力会社の検討結果をＰＰＳに連絡する。ステップ１３に
おいて、ＰＰＳは、最終結果を発電事業者・需要家に連
絡する。その後、ステップ１４において、需要者は電力
を消費し、ＰＰＳ、エナジーネットおよび電力会社はそ
れぞれ消費電力を監視する。ステップ１５において、Ｐ
ＰＳは対象需要家の消費電力に合わせて３０分同時同量
を達成するべく発電事業者に発電指令を出す。ステップ
１６において、発電事業者はＰＰＳからの発電指令に合
わせて発電し、ＰＰＳ、エナジーネットおよび電力会社
はそれぞれ発電電力を監視する。ステップ１７におい
て、エナジーネットは、全体での３０分同時同量監視
し、必要に応じてＰＰＳ又は自発電所に発電指令を出力
する。以上述べたステップ１からステップ１７までの一
連の処理を通して、発電事業者、需要家、ＰＰＳ、エナ
ジーネット、及び電力会社間のキャッシュフローおよび
取引による効果は図７に示すようになる。先ず、キャッ
シュフローについて考察してみる。発電事業者は、電力
を売ったことにより売電料金をＰＰＳから受取り、需要
家は、ＰＰＳへ電力購買料金を支払い、ＰＰＳは発電事
業者に売電料金を支払い、需要家から売電料金を受領
し、エナジーネットに対して託送料金を支払い（但し、
送電線アクセスコストについては調整済み）、エナジー
ネットに対してはリスクプレミアムを支払う。エナジー
ネットは、電力会社に託送料金（但し、送電線アクセス
コストについては調整済み）を支払い、ＰＰＳからリス
クプレミアムを受領する。そして電力会社は、エナジー
ネットから託送料金を受領する。次に、各者の取引によ
る効果について考察すると以下の通りである。発電事業
者にとって、予定外電力やピーク電力を安く買える可能
性（メリット１）があり、給電指令を受ける可能性が低
くなる（メリット２）。更に短時間単位での対応が可能
になるためメリット１が増幅される（メリット３）。需
要家にとってみれば、予定外売電可能電力やピーク電力
を高く売れる可能性があり（メリット１）、給電指令を
受ける可能性が低くなる（メリット２）。更に、短時間
単位での対応が可能になるためメリット１が増幅される
（メリット３）。また、ＰＰＳにとっては、取引電力の
増加（メリット１）、給電指令を受ける可能性が低くな
る（メリット２）。短時間単位での対応が可能になるた
めメリット１が増幅される（メリット３）。エナジーネ
ットにとっては、発電事業者・需要家のニーズ発生頻度
が大きくなるので、少ないプレーヤ数で取引市場が成り
立つ（メリット３）。最後に、電力会社にとっては、あ
る程度のアンシラリー機能やピーク電源機能を分担して
もらえる（メリット１）、系統運用上問題の少ない発電
事業者と需要家との組み合わせが選定される（メリット
２）。短時間単位での対応が可能になるためメリット１
が増幅される（メリット３）。また、以上述べたステッ
プ１からステップ１７までの一連の処理をすることによ
って、発電事業者の評価単価をできるだけ下げるため
に、同一地域内での発電事業者と需要家との組み合わせ
を指向するため、送電ロスが少なくなるという、技術的
な効果を奏することができる。次に示す図８は、実需の
みに関する市場価格決定メカニズムを示す図である。Ｄ
ｉは需要者、Ｓｊは供給者、ＥＮはエナジーネットを意
味する。この図からは、繰返しごとの市場価格Ｐｎｔ
０＋Δに見合った電力量Ｑｎｔ０＋Δが、入札価格の低
い順にマッチングしていく様子がわかる。Ｎ回目までの
間に需給マッチングできなかった需要・供給量残量につ
いては、ｎ＋１回目の新価格で再度入札を行う。これ
を、ｔ０−Δ−δ迄繰返し需給のマッチングを行う。こ
れにより、システム余裕時間δを活用して残った需給の
ミスマッチ分を解消する。ｔ０＋Δ−δとｔ０＋Δの間
にＥＮは最終調整を行う。入札された全電力量でマッチ
ングされていない量について、最後のバランスプライス
で需要側に配分し、計画段階での同時同量を確保する。
更に、図９は、金融市場価格決定メカニズム（潜在能力
のオプション化）を示す図である。なお、ここでは、Ｐ
ＰＳが２社あり、一方は供給者（ＰＰＳＡ）、他方が需
要者（ＰＰＳＢ）となった場合を示す。需要者（ＰＰＳ
Ｂ）は管内の販売先の需要が十分見込まれるが、自らの
供給電力量が不足している場合、この不足分について他
のＰＰＳＡがオプション販売している余裕電力をオプシ
ョン購入し、自らの需要家に販売する。[Equation 8] (Sixth Embodiment) This embodiment is a power transmission control system in which a nodal cost coefficient and output change request information of a power generation facility are input as power stabilization information to a server device. This embodiment is shown in FIGS.
Means for storing the nodal cost coefficient information representing the relationship between the power transmission line access cost of each node and the power generation equipment output in the server device S, and the power generation output change request information as the power stability information. Based on the above, the power generation output of the corresponding power generation equipment is calculated, and the transmission line access cost is calculated based on the means for outputting a control command to the power generation equipment based on the calculation result and the nodal cost coefficient information. And means for outputting the calculation result. (Seventh Embodiment); (Claim 7) Correspondence This embodiment is a method for selling power from a power sales applicant represented by a power generation company and a power purchase applicant represented by a customer through a computer network. Also, the present invention relates to a power trading method for adjusting request information regarding power purchase.
In order to achieve this method, in this embodiment, as shown in FIG.
As shown in FIG. 6 and FIG. 6, the step of receiving power sale request information including information on the power sale amount, power sale period, and power sale price from the power sale applicant, and the power purchase amount, power purchase period from the power purchase applicant,
At the stage of receiving power purchase request information including information on the power purchase price, and under certain conditions, determine the combination of power sales applicants and power purchase applicants, and notify general electric power companies represented by electric power companies. A first adjusting step; a step of notifying power sale applicants or power purchase applicants of power sale permission information or power purchase permission information based on the combination obtained in the first adjustment step; Receiving the power supply request information for each node from the node, a second adjusting step of readjusting the combination of the power sales applicant and the power purchase applicant based on the power supply request information, and the second adjustment If the power supply requirements of the general electric utility are satisfied at the stage, the power sale change information or the power purchase change information is notified to the power sale applicant or the power purchase applicant based on the combination at this stage. Both of them shall notify the general electric power company of the power supply availability information, and on the other hand, if the general electric power business operator does not satisfy the power supply request, the general electric power business operator should be notified of the power supply unavailability information. ing. The power supply request information from the general electric utility is received as a transmission line access cost. (Eighth Embodiment) In the present embodiment, request information relating to power sale and purchase from power sale applicants typified by power generation companies and power purchase applicants typified by consumers is transmitted via a computer network. It relates to a power trading method to be adjusted. In order to achieve this method, in the present embodiment, as shown in FIGS. 5 and 6 , the power sale request information including information on the power sale amount, power sale period, and power sale price is received from the power sale applicant. Decide the combination of the power sales applicant and the power purchase applicant based on the steps, the step of receiving the power purchase request information including the information about the power purchase amount, the power purchase period, and the power purchase price from the power purchase applicant, and predetermined conditions. Then, a first adjustment step of notifying the general electric power supplier, a step of receiving power supply request information for each node from the general electric power supplier, and a power sales applicant and power purchase based on the power supply request information. A second adjustment stage for re-adjusting the combination of applicants, a power sale possible amount of the person who wants to sell power by the combination obtained in the first adjusting stage, and a demand for power sale by the combination obtained in the second adjusting stage. Power sales amount If the difference is generated between the calculating a price based on the difference,
Presenting the calculated price information and the available power supply amount information to the general electric power utility, inputting decision information from the general electric power utility, and the electricity sales applicant and the power supplier based on the decision information. Based on the third adjustment step for re-adjusting the combination of purchase applicants, and the combination according to the first adjustment step if no power supply information is received from the general electric utility, or the electric power supply from the general electric utility When the information is received, a step of notifying the power sale applicant or the power purchase applicant of the power sale permission information or the power purchase permission information based on the combination in the third adjusting step is provided. The power supply request information from the general electric utility is received as a transmission line access cost as in the seventh embodiment described above. It also includes PPS itself and general electric utilities, as well as electric power producers and consumers within the PPS. (Ninth Embodiment) In the present embodiment, request information relating to power sale and purchase from power sale applicants typified by power generation companies and power purchase applicants typified by consumers is transmitted via a computer network. It relates to a power trading method to be adjusted. In order to achieve this method, in the present embodiment, when the power sales applicant or the power purchase applicant is connected to a power transmission and distribution system of a plurality of general electric power companies, the same general electric power company It is a power trading method characterized by adjusting a combination of power sales applicants and power purchase applicants so that the total amount of trade transactions is maximized. FIG. 5 and FIG. 6 are flowcharts for explaining the processing process of the power transaction by the power transmission control. In FIG. 5, in step 1, the power generation company submits to the PPS a request for the amount of power sold, the period, and the unit price, and the consumer submits a request for the amount of purchased power, the period, and the unit price to the PPS. It should be noted that the consumers mentioned here include large consumers and general consumers. Next, in step 2, the PPS tentatively determines a combination of a power generation company and a customer to be performed within the PPS.
In step 3, PPS further informs Energy Net of the hopes of the remaining power producers / consumers. In step 4, determine the product (electric power) and its price (risk premium) that will eliminate the mismatch of the power producer / customer's desired mismatch. <For the basic menu idea, contact PPS in advance>. In Step 5, a combination of a power generation company and a customer is provisionally decided <Basically, a cheap power generation company and a high customer are connected. Variations in cost evaluation methods such as transmission line access costs and regional transfer costs are possible. In step 6, Energy Net obtains grid information from the power company and in step 7
Will examine the power flow congestion and stability in system operation. In Step 7, if the energy net cannot adopt the examination of power flow congestion / stability in grid operation (NO), return to Step 5 and if it can adopt the examination of power flow congestion / stability in grid operation (YES) Then, the process proceeds to step 8, the combination amount of power generation company / consumer / period / unit price is determined, and the process proceeds to step 9. In FIG. 6, in step 9, the above is notified to the PPS and the amount is notified to the electric power company. In step 10, the power company determines
Consider stability. In step 10, if the examination result cannot be adopted, the power supply command is issued to the energy net and the process returns to step 8, while if it can be adopted (Y
ES) proceeds to step 11. In step 11, the above-mentioned examination result is reflected in the system operation plan, and the information is notified to Energy Net. In step 12, EnergyNet informs the PPS of the utility's consideration. In step 13, the PPS informs the power producer / customer of the final result. Then, in step 14, the consumer consumes power, and PPS, Energy Net and the power company respectively monitor power consumption. In step 15, P
The PS issues a power generation command to the power generation company to achieve the same amount for 30 minutes at the same time according to the power consumption of the target consumer. In step 16, the power generation company generates power in accordance with the power generation command from the PPS, and the PPS, the energy net and the electric power company respectively monitor the generated electric power. In step 17, the energy net monitors the same amount for 30 minutes at the same time, and outputs a power generation command to the PPS or its own power plant as necessary. Through the series of processing from step 1 to step 17 described above, the effect of cash flow and transaction between the power generation company, the consumer, the PPS, the energy net, and the power company is as shown in FIG . First, let's consider cash flow. The power generation company receives the power sale charge from the PPS by selling the power, the consumer pays the power purchase charge to the PPS, the PPS pays the power sale charge to the power generator, and the power sale charge is received from the consumer. Received and paid the consignment fee to Energy Net (however,
Adjusted for transmission line access costs) and pay a risk premium for Energy Net. Energy Net pays the utility company a consignment fee (although adjusted for transmission line access costs) and receives a risk premium from PPS. Then, the electric power company receives the consignment charge from Energy Net. Next, the effect of each person's transaction is considered as follows. For the power generation company, there is a possibility that unscheduled power and peak power can be purchased cheaply (Merit 1), and the possibility of receiving a power supply command decreases (Merit 2). Furthermore, since it is possible to respond in a short time unit, Merit 1 is amplified (Merit 3). For consumers, there is a possibility that unscheduled power that can be sold or peak power will be sold higher (merit 1), and the possibility of receiving a power supply command decreases (merit 2). Further, since it becomes possible to respond in a short time unit, Merit 1 is amplified (Merit 3). Further, for the PPS, the transaction power increases (merit 1) and the possibility of receiving a power supply command decreases (merit 2). Merit 1 is amplified because measures can be taken on a short-time basis (merit 3). For Energy Net, the frequency of needs of power producers and consumers increases, so a trading market can be established with a small number of players (merit 3). Finally, the electric power company selects a combination of a power generation operator and a customer with few grid operation problems (merit 2), which will share some ancillary functions and peak power supply functions (merit 1). Merit 1 because it can be handled in a short time
Is amplified (Merit 3). In addition, in order to reduce the evaluation unit price of the power generation company as much as possible by performing the series of processing from step 1 to step 17 described above, aiming at the combination of the power generation company and the customer in the same area. Therefore, it is possible to achieve the technical effect of reducing power transmission loss. FIG. 8 shown below is a diagram showing a market price determination mechanism relating only to actual demand. D
i means a consumer, S j means a supplier, and EN means an energy net. From this figure, the market price P n t for each iteration
It can be seen that the electric energy Q n t 0 + Δ commensurate with 0 + Δ is matched in ascending order of the bid price. For demand / supply balances that could not be matched up to the Nth supply, the bid will be made again at the (n + 1) th new price. This is repeated up to t 0-Δ-δ to match supply and demand. As a result, the remaining supply / demand mismatch is eliminated by utilizing the system margin time δ. Between t0 + [Delta]-[delta] and t0 + [Delta ], EN makes the final adjustment. The unbalanced amount of all bided electricity will be allocated to the demand side at the final balance price to ensure the same amount at the planning stage.
Further, FIG. 9 is a diagram showing a financial market pricing mechanism (potential potential optionization). Here, P
There are two PS companies, one is a supplier (PPSA) and the other is a consumer (PPSB). Consumer (PPS
B) is expected to have sufficient demand from customers in the jurisdiction, but if its own power supply is insufficient, it is possible to purchase the surplus power sold by other PPSA as an option for this shortfall to meet its own demand. Sell to home.
【発明の効果】以上述べたように本発明によれば、発電
事業者にとって、予定外電力やピーク電力を安く買える
可能性があり、給電指令を受ける可能性が低くなる。更
に短時間単位での対応が可能になるため、予定外電力や
ピーク電力を更に安く買える可能性がある。需要家にと
ってみれば、予定外売電可能電力やピーク電力を高く売
れる可能性があり、給電指令を受ける可能性が低くな
る。更に、短時間単位での対応が可能になるため、予定
外売電可能電力やピーク電力を更に高く売れる可能性が
ある。また、ＰＰＳにとっては、取引電力の増加、給電
指令を受ける可能性が低くなる。短時間単位での対応が
可能になるため、更なる取引電力の増加が期待できる。
エナジーネットにとっては、発電事業者・需要家のニー
ズ発生頻度が大きくなるので、少ないプレーヤ数で取引
市場が成り立つ。電力会社にとっては、ある程度のアン
シラリー機能やピーク電源機能を分担してもらえ、系統
運用上問題の少ない発電事業者と需要家との組み合わせ
が選定される。なお、発電事業者の評価単価をできるだ
け下げるために、同一地域内での発電事業者と需要家と
の組み合わせを指向するため、送電ロスが少なくなると
いう技術的な効果を奏することもできる。As described above, according to the present invention, there is a possibility that the power generation company can buy the unscheduled power or the peak power at a low price, and the possibility of receiving the power supply command is reduced. Furthermore, since it is possible to respond in a short time unit, there is a possibility that unscheduled power and peak power can be purchased at lower prices. From the perspective of consumers, there is a possibility that unscheduled power that can be sold and peak power will be sold higher, and the possibility that a power supply command will be received decreases. Furthermore, since it is possible to respond in a short time unit, there is a possibility that unscheduled power that can be sold and peak power will be sold even higher. Further, the PPS is less likely to receive an increase in transaction power and receive a power supply command. Since it will be possible to respond on a short-time basis, it is possible to expect a further increase in transaction power.
For Energy Net, the frequency of needs of power producers and consumers increases, so a trading market can be established with a small number of players. For the electric power company, the ancillary function and the peak power supply function are shared to some extent, and a combination of a power generation operator and a customer with few problems in grid operation is selected. In addition, in order to reduce the evaluation unit price of the power generation company as much as possible, since it is aimed at the combination of the power generation company and the customer in the same area, it is possible to achieve the technical effect of reducing transmission loss.
【図１】本発明のシステムの全体構成を示す図。FIG. 1 is a diagram showing an overall configuration of a system of the present invention.
【図２】端末およびＰＰＳサーバを詳細にして示す図。FIG. 2 is a diagram showing a terminal and a PPS server in detail.
【図３】ＰＰＳサーバと電力会社との間にエナジーネッ
トのサーバを介在させた場合の構成図。 FIG. 3 is a configuration diagram when an energy net server is interposed between a PPS server and a power company.
【図４】電力会社と発電事業者の発電機の出力を表した[Figure 4] Shows the output of the generators of the electric power company and the power generation company
図。Fig.
【図５】電力取引のフローチャート。FIG. 5 is a flowchart of electric power trading.
【図６】電力取引のフローチャート。FIG. 6 is a flowchart of electric power trading.
【図７】電力取引による各プレーヤの効果を示す図。FIG. 7 is a diagram showing an effect of each player by power trading.
【図８】実需のみに関する市場価格決定メカニズムを示
す図。FIG. 8 is a diagram showing a market price determination mechanism relating only to actual demand.
【図９】金融市場価格決定メカニズムを示す図。FIG. 9 is a diagram showing a financial market price determination mechanism.
Ｇ１，Ｇ２…発電設備、Ｂ１〜Ｂ９…ブランチ、Ｎ１〜
Ｎ１６…ノード、Ｔ２３、Ｔ２４、Ｔ３３，Ｔ３４…情
報端末、Ｌ５、Ｌ６、Ｌ２２、Ｌ２３、…需要家、Ｎ
Ｗ，ＮＷ１，ＮＷ２…ネットワーク、Ｓ、Ｓ１，Ｓ２，
ＥＮＳ…サーバ装置、ＥＰＣＯ…電力会社。G1, G2 ... power generation facility, B 1 ~B 9 ... branch, N 1 ~
N 16 ... Node, T 23 , T 24 , T 33 , T 34 ... Information terminal, L 5 , L 6 , L 22 , L 23 , ... Consumer, N
W, NW 1 , NW 2 ... Network, S, S 1 , S 2 ,
ENS ... server device, EPCO ... power company.
フロントページの続き (72)発明者 佐藤 理 東京都港区芝浦一丁目１番１号 株式会社 東芝本社事務所内 (72)発明者 菅野 好裕 神奈川県川崎市川崎区浮島町２番１号 株 式会社東芝浜川崎工場内 (72)発明者 本多 啓三 東京都港区芝浦一丁目１番１号 株式会社 東芝本社事務所内 (72)発明者 星野 裕司 東京都港区芝浦一丁目１番１号 株式会社 東芝本社事務所内 Ｆターム(参考） 5G064 AA07 AB03 AC01 AC05 AC09 CB08 CB12 DA01 5G066 HA17 HA30 HB02 Continued front page (72) Inventor Osamu Sato 1-1 Shibaura, Minato-ku, Tokyo Co., Ltd. Toshiba headquarters office (72) Inventor Yoshihiro Kanno 2-1, Ukishima-cho, Kawasaki-ku, Kawasaki-shi, Kanagawa Ceremony Company Toshiba Hamakawasaki Factory (72) Inventor Keizo Honda 1-1 Shibaura, Minato-ku, Tokyo Co., Ltd. Toshiba headquarters office (72) Inventor Yuji Hoshino 1-1 Shibaura, Minato-ku, Tokyo Co., Ltd. Toshiba headquarters office F-term (reference) 5G064 AA07 AB03 AC01 AC05 AC09 CB08 CB12 DA01 5G066 HA17 HA30 HB02
Claims (10)
め、夫々異なるノードにつながる複数の発電設備に対し
て制御指令を出力する電力託送制御システムにおいて、 前記各発電設備のノード位置情報を記憶する手段と、 前記各発電設備の出力情報を入力する手段と、 電力需要家の負荷の消費電力情報を入力する手段と、 前記各発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入
力する手段と、 前記電力需要家の消費電力情報を用いて、前記発電設備
の出力すべき合計値を演算すると共に、前記電力安定度
情報をもとに前記発電設備ごとに出力すべき値を求める
手段と、 該手段により求めた前記各発電設備の出力すべき値に基
づいて、前記各発電設備に対して制御指令を出力する手
段と、 を備えたことを特徴とする電力託送制御システム。1. A power transmission control system that outputs a control command to a plurality of power generation facilities connected to different nodes to supply power to a load of a power consumer, and stores node position information of each power generation facility. Means for inputting output information of each of the power generation equipment, means for inputting power consumption information of a load of an electric power consumer, and means for inputting power stability information of a node connected to each power generation equipment, Means for calculating a total value to be output from the power generation facility using the power consumption information of the power consumer, and obtaining a value to be output for each power generation facility based on the power stability information; A means for outputting a control command to each of the power generation equipments based on the value to be output of each of the power generation equipments obtained by the means, and a power transmission control system comprising:
め、発電設備に対して制御指令を出力する電力託送制御
システムにおいて、 前記発電設備のノード位置情報、運転計画情報および応
答性能情報を記憶する手段と、 前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力
する手段と、 前記記憶している発電設備のノード位置情報と前記入力
した電力安定度情報をもとに対応する発電設備の出力を
電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している応答
性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概略等
しくなるように、発電設備の出力を変更するように制御
する手段と、を備えたことを特徴とする電力託送制御シ
ステム。2. A power transmission control system for outputting a control command to a power generation facility for supplying power to a load of a power consumer, wherein node location information, operation plan information and response performance information of the power generation facility are stored. Means for inputting power stability information of a node connected to the power generation equipment, and output of the corresponding power generation equipment based on the stored node position information of the power generation equipment and the input power stability information And a means for controlling so as to change the output of the power generation equipment so that the amount of power generation for a predetermined time is approximately equal to the operation plan based on the stored response performance information. An electric power transmission control system characterized by comprising:
需要家用監視制御端末と、夫々異なるノードにつながる
複数の発電設備に対して制御指令を出力する発電事業者
用監視制御端末と、前記各監視制御端末とネットワーク
を介してつながるサーバ装置とを有する電力託送制御シ
ステムにおいて、 前記需要家用監視制御端末は、電力情報を収集して前記
サーバ装置へ送信する手段を備え、 前記発電事業者用監視制御端末は、発電設備の運転計画
情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電
設備に対して制御指令を出力する手段と、発電設備の出
力情報を入力して前記サーバ装置へ送信する手段と、を
備え、 前記サーバ装置は、各発電設備の運転計画情報と前記発
電設備の接続されているノード位置情報を記憶する手段
と、前記需用家用監視制御端末からの電力情報を受信す
る手段と、前記発電事業者用監視制御端末から送られて
くる発電設備の出力情報を受信する手段と、前記発電設
備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段
と、前記受信した発電設備の出力情報と需用家用監視制
御端末からの電力情報、および、前記入力した電力安定
度情報と前記記憶しているノード位置情報をもとに発電
設備ごとの運転計画を変更する手段と、運転計画を変更
すべき発電事業者用監視制御端末に対して前記運転計画
の変更指令を送信する手段と、を備え、 前記発電事業者用監視制御端末では、前記サーバ装置か
ら送られてくる運転計画の変更指令を受信して、該端末
の記憶している運転計画情報を変更することを特徴とす
る電力託送制御システム。3. A consumer monitoring control terminal for collecting power information of a load of an electric power consumer, a power generation operator monitoring control terminal for outputting a control command to a plurality of power generation facilities connected to different nodes, respectively. In a power transmission control system having each monitor control terminal and a server device connected via a network, the consumer monitor control terminal includes means for collecting power information and transmitting the power information to the server device. The supervisory control terminal stores the operation plan information of the power generation equipment, the means for outputting a control command to the power generation equipment based on the operation plan information, and the output information of the power generation equipment to be transmitted to the server device. And a means for storing operation plan information of each power generation facility and node position information of the power generation facility connected to the server device; A means for receiving power information from the home monitoring control terminal, a means for receiving output information of the power generation equipment sent from the power generation operator monitoring control terminal, and power stability information of a node connected to the power generation equipment. For each power generation facility, based on the input means, the received output information of the power generation facility, the power information from the consumer monitoring control terminal, and the input power stability information and the stored node position information. Means for changing the operation plan, and means for transmitting a change command of the operation plan to the power generation operator monitoring control terminal which should change the operation plan, and the power generation operator monitoring control terminal, An electric power delivery control system, which receives an operation plan change command sent from the server device and changes the operation plan information stored in the terminal.
電事業者用監視制御端末と、前記各監視制御端末とネッ
トワークを介してつながるサーバ装置とを有する電力託
送制御システムにおいて、 前記発電事業者用監視制御端末は、発電設備の運転計画
情報と応答性能情報を記憶する手段と、この運転計画情
報に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段
と、前記サーバ装置より電力安定度情報を受信する手段
と、この受信した電力安定度情報をもとに発電設備の出
力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している
応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概
略等しくなるように、発電設備の出力を変更するように
制御する手段と、 を備えたことを特徴とする電力託送制御システム。4. A power transmission control system, comprising: a power generation company supervisory control terminal that outputs a control command to a power generation facility; and a server device that is connected to each of the supervisory control terminals via a network, wherein: The monitoring control terminal for use, means for storing operation plan information and response performance information of the power generation equipment, means for outputting a control command to the power generation equipment based on this operation plan information, and power stability information from the server device. The means for receiving and controlling the output of the power generation equipment in the power stable direction based on the received power stability information, and the power generation amount for a predetermined time based on the stored response performance information and the operation plan. A power transmission control system comprising: means for controlling to change the output of the power generation equipment so as to be approximately equal.
ステムにおいて、前記サーバ装置に各ノードの送電線ア
クセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダル
コスト係数情報を記憶する手段を設け、前記電力安定度
情報として送電線アクセスコスト情報を入力し、この送
電線アクセスコスト情報と前記記憶しているノーダルコ
スト係数情報を用いて該当する発電設備の発電出力を演
算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御指令
を出力することを特徴とする電力託送制御システム。5. The electric power transmission control system according to claim 3 or 4, wherein the server device is provided with means for storing nodal cost coefficient information representing a relationship between a power transmission line access cost of each node and a power generation facility output, Transmission line access cost information is input as power stability information, the power generation output of the corresponding power generation facility is calculated using this transmission line access cost information and the stored nodal cost coefficient information, and the power generation facility is based on this calculation result. A power transmission control system, which outputs a control command to the power transmission control system.
ステムにおいて、前記サーバ装置に各ノードの送電線ア
クセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダル
コスト係数情報を記憶する手段と、前記電力安定度情報
として発電出力変更要求情報を入力し、該情報をもと
に、該当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結
果に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段
と、前記ノーダルコスト係数情報をもとに、送電線アク
セスコストを演算して該演算結果を出力する手段と、を
備えたことを特徴とする電力託送制御システム。6. The power transmission control system according to claim 3, wherein the server device stores nodal cost coefficient information indicating a relationship between a power transmission line access cost of each node and a power generation facility output, and the power. Means for inputting power generation output change request information as stability information, calculating a power generation output of the corresponding power generation equipment based on the information, and outputting a control command to the power generation equipment based on the calculation result, And a means for calculating a transmission line access cost based on the nodal cost coefficient information and outputting the calculation result.
販売希望者および電力購入希望者からの売電および買電
に関する要求情報を調整する電力取引方法において、 電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関す
る情報を含む売電要求情報を受信する段階と、 電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関す
る情報を含む買電要求情報を受信する段階と、 所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み
合わせを決定し、一般電気事業者に通知する第１の調整
段階と、 電力販売希望者または電力購入希望者に対して前記第１
の調整段階で求めた組み合わせに基づく売電許可情報ま
たは買電許可情報を通知する段階と、 一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受
信する段階と、 前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購
入希望者の組み合わせを再調整する第２の調整段階と、 この第２の調整段階で一般電気事業者の電力供給要求を
満足する場合は、この段階による組み合わせに基づき、
電力販売希望者または電力購入希望者に対して、売電変
更情報または買電変更情報を通知すると共に一般電気事
業者に対して電力供給可能情報を通知し、一方、一般電
気事業者の電力供給要求を満足しない場合は、一般電気
事業者に電力供給不能情報を通知する段階と、を備えた
ことを特徴とする電力取引方法。7. A power trading method for adjusting demand information regarding power sale and power purchase from a power sales candidate and a power purchaser through a computer network, wherein the power sales candidate, power sale period, power sale price. Power purchase request information including information about the power purchase amount, power purchase period, and power purchase price from the power purchase applicant, and the power sale request information including predetermined information. The first adjustment step of deciding a combination of a person who wants to buy electricity and a person who wants to buy electricity, and a first adjustment step for notifying the general electric power company,
Of notifying power sale permission information or power purchase permission information based on the combination obtained in the adjustment step, receiving power supply request information for each node from a general electric utility, and based on the power supply request information In the second adjustment stage, which re-adjusts the combination of the electricity sales applicant and the electricity purchase applicant, and if the power supply demand of the general electric utility is satisfied in this second adjustment stage, the combination based on this stage is used. ,
Notifying the power sale applicant or the power purchase applicant of the power sale change information or the power purchase change information and the power supply availability information to the general electric power company, while supplying the electric power of the general electric power company. And a step of notifying the general electric power utility of the information that the electric power cannot be supplied when the demand is not satisfied, the electric power trading method.
販売希望者および電力購入希望者からの売電および買電
に関する要求情報を調整する電力取引方法において、 電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関す
る情報を含む売電要求情報を受信する段階と、 電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関す
る情報を含む買電要求情報を受信する段階と、 所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み
合わせを決定し、一般電気事業者に通知する第１の調整
段階と、 一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受
信する段階と、 前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購
入希望者の組み合わせを再調整する第２の調整段階と、 前記第１の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売
希望者の売電可能量と前記第２の調整段階で求めた組み
合わせによる電力販売希望者の売電可能量との間で差が
生ずる場合は，当該差分に基づく価格を算出する段階
と、 一般電気事業者に対して前記算出した価格情報と電力供
給可能量情報とを提示する段階と、 一般電気事業者より決定情報を入力する段階と、 当該決定情報に基づき、電力販売希望者と電力購入希望
者の組み合わせを再々調整する第３の調整段階と、 一般電気事業者から電力供給情報の受信の無い場合は前
記第１の調整段階による組み合わせに基づき、あるい
は、一般電気事業者から電力供給情報の受信のある場合
は前記第３の調整段階による組み合わせに基づき、電力
販売希望者または電力購入希望者に対して、売電許可情
報または買電許可情報を通知する段階と、を備えたこと
を特徴とする電力取引方法。8. A power transaction method for adjusting power sale and power purchase request information from a power sale applicant and a power purchase applicant through a computer network, wherein the power sale applicant, power sale period, and power sale price. Power purchase request information including information about the power purchase amount, power purchase period, and power purchase price from the power purchase applicant, and the power sale request information including predetermined information. A first adjusting step of deciding a combination of a person who wants to purchase electricity and a person who wants to purchase electricity, and notifying the general electric power supplier of the power supply request information for each node from the general electric power supplier; A second adjustment step for re-adjusting the combination of the power sales applicant and the power purchase applicant based on the above, and the sale of the power sales applicant by the combination obtained in the first adjustment step. If there is a difference between the amount of electricity available and the amount of electricity available for sale by the person who wants to sell electricity due to the combination obtained in the second adjustment step, the step of calculating the price based on the difference and On the other hand, the step of presenting the calculated price information and the available power supply amount information, the step of inputting the decision information from the general electric power company, and the combination of the electricity sales applicant and the electricity purchase applicant based on the decision information. And the third adjustment stage for re-adjusting the power supply, and based on the combination by the first adjustment stage when the power supply information is not received from the general electric utility, or the power supply information is received from the general electric utility. In this case, the step of notifying the power sale applicant or the power purchase applicant of the power sale permission information or the power purchase permission information based on the combination in the third adjusting step is included. Characteristic power trading method.
おいて、前記所定の条件は、前記電力販売希望者または
前記電力購入希望者が複数の一般電気事業者の送配電系
統に接続している場合は、同一一般事業者における売買
取引量の合計が最大になるように電力販売希望者と電力
購入希望者の組み合わせを調整することを特徴とする電
力取引方法。9. The power trading method according to claim 7, wherein the predetermined condition is that the power sales applicant or the power purchase applicant is connected to a power transmission and distribution system of a plurality of general electric power companies. In this case, the power trading method is characterized in that the combination of the power sales applicant and the power purchase applicant is adjusted so that the total amount of trading transactions by the same general business operator is maximized.
において、一般電気事業者からの電力供給要求情報は、
送電線アクセスコストとして受信することを特徴とする
電力取引方法。10. The electric power transaction method according to claim 7, wherein the electric power supply request information from the general electric utility is:
A power transaction method characterized by receiving as a transmission line access cost.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2001253642A JP4050021B2 (en) | 2001-07-21 | 2001-07-21 | Power consignment control system and power transaction method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2001253642A JP4050021B2 (en) | 2001-07-21 | 2001-07-21 | Power consignment control system and power transaction method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2003032900A true JP2003032900A (en) | 2003-01-31 |
| JP4050021B2 JP4050021B2 (en) | 2008-02-20 |
Family
ID=19081934
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2001253642A Expired - Fee Related JP4050021B2 (en) | 2001-07-21 | 2001-07-21 | Power consignment control system and power transaction method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP4050021B2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2007244197A (en) * | 2002-05-01 | 2007-09-20 | Hitachi Ltd | Electric power facility and power supply system |
| JP2009296853A (en) * | 2008-06-09 | 2009-12-17 | Ihi Corp | Method and apparatus for controlling power generation quantity of gas turbine power generation plant |
| KR100948582B1 (en) | 2007-10-23 | 2010-03-18 | 고려대학교 산학협력단 | System and method for dividing voltage control area in power systems, and a medium having computer readable program for executing the method |
| JP2015061400A (en) * | 2013-09-19 | 2015-03-30 | 株式会社日立製作所 | Electric power supply stabilization system, method, and server |
| JP2017016199A (en) * | 2015-06-26 | 2017-01-19 | 京セラ株式会社 | Power management method, power management system, and server device |
| JP2019139527A (en) * | 2018-02-09 | 2019-08-22 | 株式会社日立製作所 | Market response reliability management device, its method, and market management system |
| CN110546842A (en) * | 2017-06-14 | 2019-12-06 | 株式会社日立制作所 | energy management device and method, energy management system, and operation planning method for energy management system |
-
2001
- 2001-07-21 JP JP2001253642A patent/JP4050021B2/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2007244197A (en) * | 2002-05-01 | 2007-09-20 | Hitachi Ltd | Electric power facility and power supply system |
| KR100948582B1 (en) | 2007-10-23 | 2010-03-18 | 고려대학교 산학협력단 | System and method for dividing voltage control area in power systems, and a medium having computer readable program for executing the method |
| JP2009296853A (en) * | 2008-06-09 | 2009-12-17 | Ihi Corp | Method and apparatus for controlling power generation quantity of gas turbine power generation plant |
| JP2015061400A (en) * | 2013-09-19 | 2015-03-30 | 株式会社日立製作所 | Electric power supply stabilization system, method, and server |
| JP2017016199A (en) * | 2015-06-26 | 2017-01-19 | 京セラ株式会社 | Power management method, power management system, and server device |
| CN110546842A (en) * | 2017-06-14 | 2019-12-06 | 株式会社日立制作所 | energy management device and method, energy management system, and operation planning method for energy management system |
| JP2019139527A (en) * | 2018-02-09 | 2019-08-22 | 株式会社日立製作所 | Market response reliability management device, its method, and market management system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP4050021B2 (en) | 2008-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6512503B2 (en) | Power adjustment device, power adjustment method, program | |
| JP6659602B2 (en) | Power management device | |
| JP6732552B2 (en) | Storage battery control system, method and program | |
| EP3032489B1 (en) | Power adjustment device, power adjustment method, and program | |
| Vahedipour-Dahraie et al. | Peer-to-peer energy trading between wind power producer and demand response aggregators for scheduling joint energy and reserve | |
| Greve et al. | A system operator’s utility function for the frequency response market | |
| JP6996494B2 (en) | Power controllers, power control methods, and programs | |
| Imani et al. | Effect of changes in incentives and penalties on interruptible/curtailable demand response program in microgrid operation | |
| KR102672397B1 (en) | System and method for agencying power trading system and method | |
| JP7289810B2 (en) | Power trading support device, power trading support method and program | |
| JP6226282B2 (en) | Power adjustment apparatus, power adjustment method, and program | |
| JP2003032900A (en) | Power consignment control system and power transaction method | |
| JP7056579B2 (en) | Power management equipment, power management system, power management method, and program | |
| Fischer et al. | Business models using the flexibility of heat pumps-a discourse | |
| JP2002064934A (en) | System and method for controlling power supply | |
| JP6436924B2 (en) | Supply and demand adjustment device | |
| JP6996550B2 (en) | Power management device, power management method, and program | |
| JP3725411B2 (en) | Electricity retail supply and demand balance control system | |
| JP2003324845A (en) | Power supply system and electricity charge settlement system | |
| Separi et al. | Risk-based optimal decision-making by the retailer in a mixed local and wholesale market environment considering demand response solution | |
| JP6922570B2 (en) | Processing equipment, processing methods and programs | |
| JP2018077817A (en) | Estimation method, estimation device and estimation program | |
| Wolak | An ancillary services payment mechanism for the Chilean electricity supply industry | |
| Lakouraj et al. | Optimal power management of dependent microgrid considering distribution market and unused power capacity | |
| JP2023182418A (en) | Controller, control method, and program |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20010920 |
|
| A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A712 Effective date: 20040803 |
|
| A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A712 Effective date: 20050720 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20050818 |
|
| A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A711 Effective date: 20050720 |
|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20060810 |
|
| RD02 | Notification of acceptance of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7422 Effective date: 20070219 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20071115 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20071127 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20071128 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20101207 Year of fee payment: 3 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20111207 Year of fee payment: 4 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |