JP2003324845A - 電力供給システムおよび電力料金決済システム - Google Patents

電力供給システムおよび電力料金決済システム

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JP2003324845A
JP2003324845A JP2002129917A JP2002129917A JP2003324845A JP 2003324845 A JP2003324845 A JP 2003324845A JP 2002129917 A JP2002129917 A JP 2002129917A JP 2002129917 A JP2002129917 A JP 2002129917A JP 2003324845 A JP2003324845 A JP 2003324845A
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JP2002129917A
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Yukinori Katagiri
幸徳 片桐
Yoshio Sato
美雄 佐藤
Akira Yamada
章 山田
Akira Osawa
陽 大澤
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Original Assignee
Hitachi Ltd
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    • 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
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Abstract

(57)【要約】 【課題】 電力系統に対して高品質の電力を安定供給す
る発電能力を確保しながら、電力供給系統総体としての
コスト／パフォーマンスを改善する手段を備えた電力供
給システムおよび電力料金決済システムを提供する。 【解決手段】 需要家３と発電業者２とが電力会社１の
送電線ネットワークを介して契約を締結する電力供給シ
ステムにおいて、電力会社１は、電力系統の周波数，電
圧，負荷の少なくとも一つの計測値と需要家３から発電
業者２への発電量要求値とに基づき発電業者２への発電
量指令修正値を計算する発電量指令修正値計算手段と、
発電量指令修正値と発電業者２の発電量計測値とに基づ
き発電業者２の電力系統安定化に対する寄与率を計算す
る寄与率計算手段とを備え、算出した発電量指令修正値
を発電業者２に送信する。発電業者２は、受信した発電
量指令修正値を発電量目標値として発電する。電力会社
１は、寄与率に基づいて決定した料金を発電業者２に支
払う。

Description

【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、発電業者が電力会
社の送電線ネットワークを介して契約相手の需要家に電
力を供給する電力供給システムおよび電力料金決済シス
テムに係り、特に、電力系統安定化および電力料金の公
平妥当な決済手順に関する。
【０００２】
【従来の技術】2000年３月２１日からの改正電気事業法
の施行により、一般電気事業者(電力会社)により独占的
になされていた需要者への電力供給の一部が自由化さ
れ、特別高圧(20,000Ｖ以上)で受電し使用規模が2,000
ｋＷ以上の特別規模需要者(需要家)を対象とした電力供
給への新規参入が認められた。
【０００３】新規参入する特定規模電気事業者(発電業
者)は、一定の条件を満たす限り、電力会社の既存の送
電線ネットワークを利用して、需要家に電力を小売りす
る小売託送ができるようになった。
【０００４】また、需要家は、電気事業者の選択により
安価な電力を使用できるようになった。
【０００５】このように、電力会社の送電線ネットワー
ク(電力系統)を利用する条件としては、法令や系統連係
技術要件などの遵守および電力会社の給電指令の遵守に
加え、３０分単位の電力需要に追随して託送契約電力を
供給する同時同量運転が定められている。
【０００６】なお、発電業者の発電機の事故などで、発
電業者が需要家に対して電力を託送できず、同時同量運
転が実施されなかった場合、発電業者は、電力会社に対
して事故時補給電力料金(ペナルティ料金)を支払う。
【０００７】このとき発生する電力不足分および超過分
は、電力会社所有の発電設備が補償することになる。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】2003年に予定されてい
る電気事業法のさらなる改正により、電力の卸売り単価
が時間単位で売買されるスポット形市場が導入される場
合、市場取引の結果として、時間帯の境目で発電量指令
が変更されるので、時間帯初めの１０〜２０分間は、系
統周波数の変動による電力品質の悪化が懸念されてい
る。
【０００９】また、発電業者が所有する発電設備が系統
に複数台接続されている場合、複数台の発電設備が一斉
に起動停止または負荷運転すると、電力系統には、局所
的な電圧の変動が生ずる可能性がある。
【００１０】この現象が電力系統全体に波及した場合、
１〜数秒周期で系統全体が動揺する電力動揺現象とな
り、電力系統の安定度が損なわれる。
【００１１】上記周波数変動および電圧変動を補償する
ため、発電業者には、３０分間の同時同量運転が、ま
た、電力会社の発電設備には、急速負荷運転や部分負荷
運転などのより厳しい運転条件が課せられる。
【００１２】市場取引に応じた発電設備の周波数変動や
発電設備の起動停止による電圧変動は、電力系統におい
ては、電力の品質を低下させる外乱であり、３０分単位
での同時同量運転によって１０〜２０分間の電力品質を
高めることは、困難である。
【００１３】また、周波数変動および電圧変動を電力会
社所有の大出力発電設備で補償した場合、負荷変化運転
または部分負荷運転などの回数が増大し、大出力発電設
備の運転コストが増大する。
【００１４】特開2002−034155号公報は、発電業者や需
要家の電力設備を電力市場自由化に伴う電力取引の契約
に基づいて制御する電力設備制御手段を設けた電力系統
安定化システムを提案している。
【００１５】この従来例においては、発電量が需要を大
幅に上回ることが予想される場合に、どの発電業者の発
電機を遮断すれば、電力会社が発電業者に支払う金銭的
補償を最少にできるかという観点で電力設備制御手段が
構成されている。
【００１６】しかし、契約を締結している需要家の了承
が得られれば、発電業者が発電機を自己都合で遮断する
ことは基本的に自由なので、電力会社は、依然として、
夏期の最大需要に対応する発電能力の発電設備を自ら確
保しなければならず、総体としてのコスト／パフォーマ
ンスが改善されたとはいえなかった。
【００１７】本発明の目的は、電力系統に対して高品質
の電力を安定供給する発電能力を確保しながら、電力供
給系統総体としてのコスト／パフォーマンスを改善する
手段を備えた電力供給システムおよび電力料金決済シス
テムを提供することである。
【００１８】
【課題を解決するための手段】本発明は、上記目的を達
成するために、発電業者が電力会社の送電線ネットワー
クを介して契約相手の需要家に電力を供給する電力供給
システムにおいて、電力会社が、電力系統の周波数，電
圧，負荷の少なくとも一つの計測値と需要家から発電業
者への発電量要求値とに基づき発電業者に対する発電量
指令修正値を計算する発電量指令修正値計算手段と、発
電量指令修正値を目標に発電した発電業者の発電量計測
値と発電量指令修正値とに基づき発電業者の電力系統安
定化に対する寄与率を計算する寄与率計算手段とを備え
た電力供給システムを提案する。
【００１９】従来は、発電量が需要を大幅に上回ること
が予想される場合に、どの発電業者の発電機を遮断すれ
ば、電力会社が発電業者に支払う金銭的補償を最少にで
きるかという観点でシステムを構成していた。
【００２０】したがって、発電業者が発電機を自己都合
で遮断することは基本的に自由であり、電力会社は、依
然として、夏期の最大需要に対応する発電能力の発電設
備を自ら確保しなければならず、総体としてのコスト／
パフォーマンスが改善されたとはいえなかった。
【００２１】これに対して、本発明においては、発電業
者の電力系統安定化に対する寄与率を計算する手段を備
えたので、発電業者が電力系統安定化に協力しようとす
る動機付けとなり、電力会社は、発電業者の発電設備も
ある程度計算に入れて発電能力を確保し、総体としての
コスト／パフォーマンスを改善できる。
【００２２】発電業者が電力会社の送電線ネットワーク
を介して契約相手の需要家に電力を供給する電力供給シ
ステムにおいて、電力会社が、電力系統の周波数，電
圧，負荷の少なくとも一つの計測値と需要家から発電業
者への発電量要求値とに基づき需要家の発電量要求値に
対する相対値としての系統安定化指令を計算する系統安
定化指令計算手段を備え、発電業者が、電力会社からの
系統安定化指令と需要家からの発電量要求値との和を発
電量目標値として計算する手段を備え、電力会社が、系
統安定化指令と発電量要求値と発電量目標値を目標に発
電した発電業者の発電量計測値とに基づき発電業者の電
力系統安定化に対する寄与率を計算する寄与率計算手段
とを備えた電力供給システムを提案する。
【００２３】本発明では、電力会社ではなく、発電業者
が、発電量指令修正値を計算することから、既存の電力
会社のシステムにも比較的容易に適用できる。
【００２４】発電業者が系統運用会社の送電線ネットワ
ークを介して契約相手の需要家に電力を供給する電力供
給システムにおいて、電力会社が、電力系統の周波数，
電圧，負荷の少なくとも一つの計測値と需要家から発電
業者への発電量要求値とに基づき発電業者に対する発電
量指令修正値を計算する発電量指令修正値計算手段と、
発電量指令修正値を目標に発電した発電業者の発電量計
測値と発電量指令修正値とに基づき発電業者の電力系統
安定化に対する寄与率を計算する寄与率計算手段とを備
えた電力供給システムを提案する。
【００２５】この構成によれば、系統運用会社が電力系
統を所有している場合にも、本発明を適用できる。
【００２６】発電業者が系統運用会社の送電線ネットワ
ークを介して契約相手の需要家に電力を供給する電力供
給システムにおいて、電力会社が、電力系統の周波数，
電圧，負荷の少なくとも一つの計測値と需要家から発電
業者への発電量要求値とに基づき需要家の発電量要求値
に対する相対値としての系統安定化指令を計算する系統
安定化指令計算手段を備え、発電業者が、電力会社から
の系統安定化指令と需要家からの発電量要求値との和を
発電量目標値として計算する手段を備え、電力会社が、
系統安定化指令と発電量要求値と発電量目標値を目標に
発電した発電業者の発電量計測値とに基づき発電業者の
電力系統安定化に対する寄与率を計算する寄与率計算手
段とを備えた電力供給システムを提案する。
【００２７】この構成によれば、系統運用会社が電力系
統を所有している場合にも、本発明を適用できる。
【００２８】上記いずれかの電力供給システムにおい
て、寄与率計算手段は、電力系統の周波数，電圧，負荷
の少なくとも一つを制御する発電量指令の時系列信号と
発電設備の発電量計測値の時系列信号とに基づき発電量
指令と発電量計測値との相関係数を計算する手段と、当
該相関係数を用いて電力系統安定化に対する寄与率を計
算する手段とすることができる。
【００２９】発電量指令修正値と発電量実績との時系列
データから相関係数を求めるので、発電量の推移に即し
た寄与率を計算できる。
【００３０】発電業者が電力会社の送電線ネットワーク
を介して契約相手の需要家に電力を供給して当該需要家
から電力料金を受け取り電力系統の託送料金および同時
同量運転が実施されなかった場合のペナルティ料金とを
電力会社に支払う電力料金決済システムにおいて、電力
会社が、電力系統の周波数，電圧，負荷の少なくとも一
つの計測値と需要家から発電業者への発電量要求値とに
基づき発電業者に対する発電量指令修正値を計算する発
電量指令修正値計算手段と、発電量指令修正値を目標に
発電した発電業者の発電量計測値と発電量指令修正値と
に基づき発電業者の電力系統安定化に対する寄与率を計
算する寄与率計算手段と、寄与率に基づき発電業者に払
い戻す系統安定化料金を計算する手段と、電力系統の託
送料金およびペナルティ料金と系統安定化料金との差額
を計算する手段とを備えた電力料金決済システムを提案
する。
【００３１】本発明においては、発電業者の電力系統安
定化に対する寄与率を計算する手段を備え、系統安定化
料金を発電業者に払い戻すので、発電業者が電力系統安
定化に協力しようとする動機付けとなり、電力会社は、
発電業者の発電設備もある程度計算に入れて発電能力を
確保し、総体としてのコスト／パフォーマンスを改善で
きる。
【００３２】発電業者が電力会社の送電線ネットワーク
を介して契約相手の需要家に電力を供給して当該需要家
から電力料金を受け取り電力系統の託送料金および同時
同量運転が実施されなかった場合のペナルティ料金とを
電力会社に支払う電力料金決済システムにおいて、電力
会社が、電力系統の周波数，電圧，負荷の少なくとも一
つの計測値と需要家から発電業者への発電量要求値とに
基づき需要家の発電量要求値に対する相対値としての系
統安定化指令を計算する系統安定化指令計算手段を備
え、発電業者が、電力会社からの系統安定化指令と需要
家からの発電量要求値との和を発電量目標値として計算
する手段を備え、電力会社が、系統安定化指令と発電量
要求値と発電量目標値を目標に発電した発電業者の発電
量計測値とに基づき発電業者の電力系統安定化に対する
寄与率を計算する寄与率計算手段と、寄与率に基づき発
電業者に払い戻す系統安定化料金を計算する手段と、電
力系統の託送料金およびペナルティ料金と系統安定化料
金との差額を計算する手段とを備えた電力料金決済シス
テムを提案する。
【００３３】本発明では、電力会社ではなく、発電業者
が、発電量指令修正値を計算することから、既存の電力
会社のシステムにも比較的容易に適用できる。
【００３４】発電業者が系統運用会社の送電線ネットワ
ークを介して契約相手の需要家に電力を供給して当該需
要家から電力料金を受け取り電力系統の託送料金を系統
運用会社に支払い同時同量運転が実施されなかった場合
のペナルティ料金を電力会社に支払う電力料金決済シス
テムにおいて、電力会社が、電力系統の周波数，電圧，
負荷の少なくとも一つの計測値と需要家から発電業者へ
の発電量要求値とに基づき発電業者に対する発電量指令
修正値を計算する発電量指令修正値計算手段と、発電量
指令修正値を目標に発電した発電業者の発電量計測値と
発電量指令修正値とに基づき発電業者の電力系統安定化
に対する寄与率を計算する寄与率計算手段と、寄与率に
基づき発電業者に払い戻す系統安定化料金を計算する手
段と、電力系統の託送料金およびペナルティ料金と系統
安定化料金との差額を計算する手段とを備えた電力料金
決済システムを提案する。
【００３５】この構成によれば、系統運用会社が電力系
統を所有している場合にも、本発明を適用できる。
【００３６】発電業者が系統運用会社の送電線ネットワ
ークを介して契約相手の需要家に電力を供給して当該需
要家から電力料金を受け取り電力系統の託送料金を系統
運用会社に支払い同時同量運転が実施されなかった場合
のペナルティ料金を電力会社に支払う電力料金決済シス
テムにおいて、電力会社が、電力系統の周波数，電圧，
負荷の少なくとも一つの計測値と需要家から発電業者へ
の発電量要求値とに基づき需要家の発電量要求値に対す
る相対値としての系統安定化指令を計算する系統安定化
指令計算手段を備え、発電業者が、電力会社からの系統
安定化指令と需要家からの発電量要求値との和を発電量
目標値として計算する手段を備え、電力会社が、系統安
定化指令と発電量要求値と発電量目標値を目標に発電し
た発電業者の発電量計測値とに基づき発電業者の電力系
統安定化に対する寄与率を計算する寄与率計算手段と、
寄与率に基づき発電業者に払い戻す系統安定化料金を計
算する手段と、電力系統の託送料金およびペナルティ料
金と系統安定化料金との差額を計算する手段とを備えた
電力料金決済システムを提案する。
【００３７】この構成によれば、系統運用会社が電力系
統を所有している場合にも、本発明を適用できる。
【００３８】上記いずれかの電力料金決済システムにお
いて、寄与率計算手段が、電力系統の周波数，電圧，負
荷の少なくとも一つを制御する発電量指令の時系列信号
と発電設備の発電量計測値の時系列信号とに基づき発電
量指令と発電量計測値との相関係数を計算する手段と、
当該相関係数を用いて電力系統安定化に対する寄与率を
計算する手段とからなる電力料金決済システムを提案す
る。
【００３９】発電量指令修正値と発電量実績との時系列
データから相関係数を求めるので、発電量の推移に即し
た寄与率を計算できる。
【００４０】上記いずれかの電力料金決済システムにお
いて、系統安定化料金の払い戻し率を変更する手段を備
えた電力料金決済システムを提案する。
【００４１】系統安定化料金の払い戻し率を変更する手
段を備えたので、経済状況や発電コストの推移などに応
じて、払い戻し係数γを変更できる。
【００４２】本発明において、電力会社は、発電業者の
発電設備を用いて系統の周波数変動を補償するので、周
波数変動分を多数の機器に割り当て、電力の周波数変動
を容易に補償し、高品質の電力を供給できる。
【００４３】また、電力会社は、発電業者の発電設備を
用いて系統の電圧変動を補償するので、系統で局地的に
発生する電圧の動揺を電力会社管内の電力系統全体に波
及する前に抑制し、高品質の電力を供給できる。
【００４４】さらに、発電業者の参入により悪化した電
力系統を発電業者の発電設備により補正するので、系統
周波数または電力の微小変動に対して、電力会社所有の
発電設備を部分負荷運転または負荷変化運転することな
く、電力系統を安定化できる。
【００４５】結果として、電力会社においては、発電設
備の運用コストを削減できる。
【００４６】
【発明の実施の形態】次に、図１〜図１１を参照して、
本発明による電力供給システムおよび電力料金決済シス
テムの実施形態を説明する。
【００４７】
【実施形態１】図１は、本発明による電力供給システム
および電力料金決済システムの実施形態１における電力
会社，発電業者，需要家の関係を示す図である。
【００４８】図１において、需要家３と発電業者２と
は、例えば、相対契約を結んでいる。発電業者２が所有
する発電設備で発生した電力１２は、電力会社１所有の
電力系統経由で需要家３に送電され、需要家３所有の受
電設備で消費される。需要家３は、受電量に応じた電力
料金１４を発電業者２に支払う。
【００４９】従来の契約方式では、需要家３は、必要と
する電力(発電量指令)を電力会社１および発電業者２に
送信する。発電業者２は、需要家３の発電量指令に従
い、発電業者２所有の発電設備を駆動し、発電する。電
力会社１は、需要家３の発電量指令と発電業者２の電力
発生量を監視し、電力発生量が３０分以内で同時同量を
満たしているかどうかを判定していた。
【００５０】これに対して、本発明の契約方式では、電
力会社１が、需要家３から送信された発電量指令１０を
電力系統の周波数変動または電圧変動を補償するための
信号(周波数制御指令，電圧制御指令)で修正し、発電業
者２に送信する。本発明では、修正後の発電量指令を発
電量指令修正値１１という。
【００５１】発電業者２は、需要家３の発電量指令１０
に相当する電力分と電力会社１からの周波数制御，電圧
制御分に相当する電力分とを電力系統に供給する。
【００５２】発電業者２は、需要家３から電力料金１４
を得るとともに、発生した電力１２の電力系統安定化に
対する寄与率に応じて、電力会社１から系統安定化料金
１５を得る。
【００５３】図２は、図１で説明した電力会社，発電業
者，需要家の間における信号，エネルギー，料金の流れ
を詳細に示す図である。
【００５４】需要家３は、発電業者２および電力会社１
に発電量指令１０を出力する。
【００５５】電力会社１は、需要家３の発電量指令１０
と系統周波数，系統電圧の測定値とから、系統周波数，
電圧変動を制御するための発電量指令を計算し、この信
号を発電量指令修正値１１として発電業者２に出力す
る。
【００５６】発電量指令１０および発電量指令修正値１
１の送信手段としては、インターネット，通信衛星を介
した無線，電力線を用いた信号搬送，または電力系統内
で独自に敷設した専用線などの種々の方法が考えられ
る。本発明は、これら通信方法には依存しない。
【００５７】発電業者２は、発電量指令修正値１１を取
り込み、この値を追従するように発電業者２の発電設備
で電力１２を発生する。
【００５８】発生した電力１２のうち、需要家３が発電
量指令として出力した発電量は、需要家３が電力系統に
接続した受電設備で消費する。
【００５９】このとき、電力１２は、見かけ上、発電業
者２の発電設備から需要家３の受電設備まで、電力会社
１の電力系統を使用して移動したとみなされるので、発
電業者２は、電力会社１に対して電力系統の使用料金す
なわち託送料金１６を支払う。
【００６０】需要家３は、発電業者２に対して電力の使
用料金１４を支払う。
【００６１】さらに、電力会社１は、発電量指令修正値
１１と発電業者２の電力１２とを計測し、発電量指令修
正値１１と電力１２とを比較する。発電業者２は、３０
分以内で同時同量制御がされていなかった場合、電力会
社１に対してペナルティ料金１７を支払う。
【００６２】本発明では、発電業者２の電力１２が電力
系統の周波数変動または電圧変動の安定化に寄与した場
合、電力会社１は、寄与率に応じて発電業者２に対して
系統化安定化料金１５を支払う。
【００６３】発電業者２が電力会社１に支払う金額Ｇto
talは、数式１で求められる。
【００６４】
【数１】 ここで、Ｇcは託送料金１６，Ｇpはペナルティ料金１
７，Ｇsは系統安定化料金１５であり、Ｇtotalの符号が
負の場合、電力会社１は、発電業者２に対してＧtotal
の金額を支払う。
【００６５】託送料金Ｇcおよびペナルティ料金Ｇpは、
電力会社１−発電業者２間で締結される契約条項内で定
義されたものとする。
【００６６】系統安定化料金Ｇsは、電力会社１が所有
する発電設備で周波数制御または電圧制御運転を実施し
た場合のプラント運転効率の損失分を原資として決定す
る。系統安定化料金Ｇsの算定方法は、後述する。
【００６７】図３は、本発明を適用すべき電力供給シス
テムおよび電力料金決済システムの実施形態の系統構成
の一例を示す図である。
【００６８】電力会社１の発電設備１１１，発電業者２
の発電設備１１２，需要家３の受電設備１１３は、それ
ぞれ電力系統２００に接続されている。電力会社１，発
電業者２および需要家３は、相互に発電量指令を入力，
出力するための計算機１２１，１２２，１２３を備えて
いる。これらの計算機は、インターネットまたは独自の
専用線２０１で接続されている。なお、本発明の計算機
は、発電量指令を相互に入力，出力するだけでなく、受
電設備または発電設備の監視制御に併用してもよい。
【００６９】電力系統２００は、電力会社１が所有して
いるので、発電業者２が発電設備１１２で発生した電力
を需要家３に託送する際には、託送料金が発生する。
【００７０】入力・表示部１０１，１０２，１０３は、
図２で説明した発電量指令と、電力発生量，託送料金，
ペナルティ料金，系統安定化料金などの各種情報と、発
電設備，受電設備の運転状態とを表示する。
【００７１】特に、需要家３は、入力・表示部において
発電業者２および電力会社１に対する発電量指令を入力
する。
【００７２】図４は、実施形態１の発電業者２における
画面表示の一例を示す図である。
【００７３】発電業者２は、電力会社１が送信した発電
量指令修正値に従い、発電設備を運用する。そのため、
発電業者２の表示画面は、需要家発電量指令１と電力会
社発電量指令修正値２とを表示する。発電業者２の発電
実績である発電量計測値３は、電力会社発電量指令修正
値２に追従した波形となる。
【００７４】図４では、電力会社１または需要家３側の
発電量指令をトレンドグラフとして示してある。トレン
ド表示に代えてまたはトレンド表示と並べて、現在値を
強調表示／数値表示する方式も考えられる。
【００７５】図５は、実施形態１の電力会社における入
力手段の一例を示す図である。図５においては、電力会
社１における入力手段を制御盤に設置した操作ボタンと
して表している。系統周波数制御時、電力会社１は、周
波数制御ボタンａを押して周波数制御を開始する。
【００７６】このとき、周波数制御の対象として、電力
会社１が所有する発電設備を示す管内発電設備選択ボタ
ンｂと、電力会社１と契約した発電業者２が所有する発
電設備を示す契約発電設備選択ボタンｃとを選択でき
る。
【００７７】管内発電設備選択ボタンｂと契約発電設備
選択ボタンｃとは、任意に選択可能であり、双方の設備
を同時に周波数制御に利用することも可能である。
【００７８】契約発電設備選択ボタンｃの下には、発電
業者２の発電設備に対して個々に周波数制御を指示でき
るよう、それぞれの発電設備に対応する選択ボタンｄ〜
ｇがある。これらの設備を同時に周波数制御に利用して
もよい。
【００７９】図６は、実施形態１の電力供給システムお
よび電力料金決済システムの処理手順を示すフローチャ
ートである。
【００８０】需要家３は、受電設備の運転状態から発電
量指令を決定し、発電業者２および電力会社１に出力す
る。需要家３は、受電設備の運用計画に従い発電量指令
を手動で入力してもよいし、受電設備の運転状況を計測
し、瞬時瞬時の発電量指令を計算機を用いて決定しても
よい。
【００８１】発電業者２は、発電量指令を需要家３から
取り込む。ただし、発電業者２は、この段階では、発電
設備の運転目安および需要家３側の電力需要を把握する
ためにのみ発電量指令を使用し、実際の運転制御には使
用しない。
【００８２】電力会社１は、発電量指令を需要家３から
取り込む。電力需要の変動，周波数の変動，電圧の変動
などを電力系統から計測し、電力系統の負荷(系統負荷)
を計算する。この系統負荷を用いて、電力系統内の発電
設備(電力会社１所有のものと発電業者２所有のものと
を含む)への発電量指令を計算する。
【００８３】系統負荷の計算および発電量指令の計算方
法としては、電力系統における有効電力発生量および無
効電力発生量の予測方法や、制約条件のもとで系統に接
続した設備の電力指令値を最適化する方法などがある。
【００８４】例えば、特開平11−146560号公報に記載さ
れているように、系統内のコンダクタンスおよび複数発
電設備の電圧位相角差から得られる送電損失の和を目的
関数として、各設備の有効電力および無効電力の指令値
をラグランジュ関数を解いて求める。
【００８５】ここに示されている方法は、電力系統にお
ける周波数変動，電圧低下などの変動を電力会社１の所
有する発電設備のみで最適制御する方法である。
【００８６】この方法は、最適制御の対象に発電業者２
の発電設備を含めることができる。このとき、ラグラン
ジュ関数には、発電業者２が所有する発電設備の運転状
態(運転中，休止中など)や、各設備の運用範囲などが制
約条件として加えられる。
【００８７】本発明においては、系統に接続した発電設
備における負荷配分を決定するための制約条件の一つと
して、需要家３からの発電量指令を用いる。
【００８８】電力会社１は、上記方法により計算した発
電量指令修正値を発電業者２に出力する。このとき、修
正値は、需要家３の発電量指令を周波数制御，電圧制御
などの修正量で補正したものである。
【００８９】発電業者２は、発電量指令を入力し、発電
量指令に追従するよう発電設備を運転する。運転の結果
得られた電力は、系統経由で需要家３に託送されるほ
か、電力の一部は、系統の周波数制御，電圧制御，負荷
調整などに用いられる。また、発電業者２は、発電量実
績を電力会社１に出力する。
【００９０】電力会社１は、発電量指令修正値と発電量
実績とを比較し、発電量実績の系統安定度に対する寄与
率を計算する。
【００９１】本発明においては、発電量指令修正値と発
電量実績との時系列データから相関係数を求める方法が
考えられる。
【００９２】図７は、実施形態１の発電量指令修正値と
発電量実績との推移の一例を示す図である。電力会社１
が計算した発電量指令修正値(Ｄ)と、発電業者２が所有
する発電設備の発電量実績とをトレンドグラフとして示
してある。ここでは、３社の発電業者が電力会社と契約
していると仮定し、発電量実績をそれぞれｐ(1),ｐ(2),
ｐ(3)と仮定している。
【００９３】発電業者２の発電設備は、設備毎に構造が
異なるので、各設備で負荷追従性が異なる。そのため、
電力会社１が発電業者２に対して同一の発電量指令(Ｄ)
を出力した場合、発電設備からは、それぞれに異なる発
電量の過渡応答特性が得られる。
【００９４】例えば、発電設備ｐ(1)は、他の発電設備
と比べて、発電量指令(Ｄ)への追従性が最も高い。
【００９５】これに対して、発電設備ｐ(2)は、ｐ(1)に
比べて応答性が低い。発電設備ｐ(3)では、発電量指令
(Ｄ)に対して位相遅れが生じている。
【００９６】発電系統に接続されている複数台(図６で
は３台)の発電設備の系統安定度に対する寄与率r(i)
は、例えば、数式２を用いて計算できる。
【００９７】
【数２】 ここで、ｐx(i,t)は発電設備iの時刻tにおける発電量，
Dx(t)は時刻ｔにおける発電量指令，ｔは時刻，ｎは評
価区間内の時系列データ個数，ｐ−(i)は発電設備iの発
電量平均値，Ｄ−は発電量指令平均値，ｉ,ｊは系統に
接続された発電業者２のシリアル番号を表す添字であ
る。
【００９８】また、各発電設備の系統安定化料金Ｇs
は、プラント運転効率の損失分を原資Ｇlとして数式３
で計算できる。
【００９９】
【数３】 ここで、Ｇlはプラント運転効率損失分，γは電力会社
から発電業者２への払い戻し係数である。経済状況や発
電コストの推移などに応じて、払い戻し係数γを変更す
る手段を備えてもよい。払い戻し係数γを1とすれば、
プラント運転効率損失分の原資は、本発明の契約を締結
したすべての発電業者２で分配される。
【０１００】なお、本実施形態１に示した系統安定化料
金は、すべての発電設備に対して原資Ｇlを寄与率に従
って比例配分した。
【０１０１】本発明は、数式２および数式３に示された
計算式には限定されない。例えば、数式３では、すべて
の発電業者２に対して系統安定化料金を支払うよう原資
が分配される。これに対して、所定の寄与率に達した発
電業者２にのみ、系統安定化を支払うなどの方法も考え
られる。
【０１０２】また、本実施形態１では、寄与率の計算に
共分散を用いた。２種類以上の波形に対して類似度を同
時に計算し、得られた類似度を用いて寄与率を計算して
もよい。
【０１０３】図６において、電力会社１は、系統安定化
料金を計算した後、一定時間内での同時同量制御実績か
ら発電業者２に対するペナルティ料金および託送料金を
計算する。
【０１０４】周波数制御料金，ペナルティ料金，託送料
金は、いずれも電力会社１と発電業者２間での取引であ
り、これらの金額の差額が電力会社１と発電業者２との
間の精算額となる。
【０１０５】次に、図８および図９により、プラント運
転効率の損失分の算定方法を説明する。運転効率の損失
には、発電設備運転時の定常状態における損失と過渡状
態における損失との２種類がある。
【０１０６】図８は、発電設備の定常状態における損失
すなわち発電負荷に対する燃料消費量を示す図である。
【０１０７】一般に、発電設備は、定格負荷(１００％)
において効率最大となり、部分負荷においては負荷に対
する燃料消費量の割合が大きいことが知られている。蒸
気タービンやボイラの熱負荷が部分負荷時に効率を下げ
ること、発電負荷に比例しない所内動力などの一定損失
があることなどが原因とされている。
【０１０８】例えば、図８において発電負荷をｘ％(部
分負荷)として運転した場合、このときの燃料消費量
は、Ｇf(x)であり、Ｇf(x)−Ｇf0(x)が燃料の損失すな
わちプラント運転効率の損失となる。
【０１０９】発電設備を部分負荷で長期運用すると、燃
料の損失は、燃料調達費用に影響する。そこで、本実施
形態１では、部分負荷での燃料調達費用を損失の原資の
一つとする。
【０１１０】図９は、発電設備の過渡状態における損失
すなわち負荷変化運転時における燃料流量２をトレンド
グラフで示す図である。
【０１１１】火力発電プラントなどの負荷調整用発電設
備では、燃料の燃焼によりボイラ内で蒸気を発生させ、
蒸気タービンを駆動する。
【０１１２】燃料に対する蒸気温度の応答時定数は、１
０〜３０分程度であることから、発電量指令１が変わる
負荷変化運転時には、この応答遅れを補償するため、燃
料流量先行制御指令３を投入し、負荷応答性を高めてい
る。
【０１１３】燃料流量先行制御指令３に応じて、負荷上
昇時には、燃料流量２として示すように、燃料を先行的
に投入し、負荷下降時には、燃料を先行的に減少させ
る。
【０１１４】すなわち、負荷上昇と負荷下降では、先行
制御指令が基準値に対して非対称となる。
【０１１５】本実施形態１では、負荷上昇時の燃料流量
先行制御指令３の時間積分と負荷下降時の燃料流量先行
制御指令３の時間積分との差を損失の原資の一つとす
る。
【０１１６】本実施形態１では、プラント運転効率の損
失の原資を燃料流量から計算している。
【０１１７】そのほかに、部分負荷運転や負荷変化運転
により効率が低下する諸要因，例えば薬剤の使用量，海
水または純水の使用量，起動停止時の燃料使用量などか
ら損失の原資を計算してもよい。
【０１１８】なお、本実施形態１の図１では、電力会社
１は、需要家３の発電量指令を取り込み、発電量指令に
周波数変動および電圧変動に対する補正量を追加して発
電業者２に出力した。
【０１１９】これに対して、電力会社１が、需要家３の
発電量指令に対して、電力系統を安定化させるための相
対的な指令(系統安定化指令)を発電業者２に出力し、発
電業者２が、需要家３の発電量指令と加算し、この加算
値を発電量指令修正値としてもよい。
【０１２０】
【実施形態２】図１０は、本発明による電力供給システ
ムおよび電力料金決済システムの実施形態２における電
力会社，発電業者，需要家の関係を示す図である。
【０１２１】本実施形態２では、電力会社１ではなく、
発電業者２が、発電量指令修正値を計算する。この場合
も、電力会社１は、発電量指令および系統安定化指令の
加算結果と電力発生量とを監視し、電力系統の安定度へ
の寄与率に応じて系統安定化料金を発電業者２に支払
う。
【０１２２】本実施形態２では、発電業者２と需要家３
とは、例えば、相対契約を結んでいる。
【０１２３】発電業者２は、電力会社１と契約してもよ
い。この場合も、電力会社１は、発電量指令修正値と電
力発生量とを監視し、電力系統の安定度の寄与率に応じ
て系統安定化料金を発電業者２に支払う。
【０１２４】
【実施形態３】上記実施形態１および２においては、電
力会社１が電力系統を所有していた。そのほかに、系統
運用会社が電力系統を所有しているケースも考えられ
る。
【０１２５】図１１は、本発明による電力供給システム
および電力料金決済システムの実施形態３における電力
会社，電力系統を所有する系統運用会社，発電業者，需
要家の関係を示す図である。
【０１２６】すなわち、電力系統には、電力会社１，発
電業者２，需要家３に加えて、系統運用会社４が接続さ
れている。
【０１２７】この場合、電力会社１は発電規模の大きい
発電業者２，発電業者２は発電規模が中小規模の業者と
する。また、発電業者２と需要家と３が契約していると
仮定する。
【０１２８】本実施形態３では、需要家３は、電力会社
１，発電業者２，系統運用会社４に発電量指令１０を出
力する。
【０１２９】電力会社１は、特定の発電業者２と系統安
定化のための契約を締結しており、電力系統における系
統周波数，系統電圧などを計測し、計測値に基づいて発
電業者２に発電量指令修正値１１を出力する。発電業者
２は、発電量指令修正値１１に基づいて発電し、電力１
２を系統運用会社４が所有する電力系統を経由し、需要
家３に託送する。
【０１３０】電力会社１は、発電量指令修正値１１と発
電量実績２１とを比較し、発電量実績の系統安定度に対
する寄与率を計算する。本発明における寄与率の計算式
は、上記実施形態１の具体的な数式の例には限定されな
い。
【０１３１】また、寄与率に基づき系統安定化料金１５
を計算し、これを発電業者２に支払う。
【０１３２】電力会社１と系統運用会社４とが別会社と
して運用している場合、電力会社１は、自社の発電設備
で同時同量運転を実施できないとき、発電業者２と同様
に、ペナルティ料金２４を系統運用会社４に支払うこと
になる。
【０１３３】本実施形態３は、電力会社１が系統周波数
や系統電圧などの電力系統の制御を中小規模の発電業者
２に対して委託する契約に相当する。
【０１３４】このほかにも、系統運用会社４が発電業者
２に対して電力系統制御を委託する契約，系統運用会社
４の電力系統制御を電力会社１が委託して実施する契約
なども考えられる。本発明は、この場合にも適用可能で
ある。
【０１３５】
【発明の効果】本発明によれば、電力会社は、発電業者
の発電設備を用いて系統の周波数変動を補償するので、
周波数変動分を多数の機器に割り当て、電力の周波数変
動を容易に補償し、高品質の電力を供給できる。
【０１３６】また、電力会社は、発電業者の発電設備を
用いて系統の電圧変動を補償するので、系統で局地的に
発生する電圧の動揺を電力会社管内の電力系統全体に波
及する前に抑制し、高品質の電力を供給できる。
【０１３７】さらに、発電業者の参入により悪化した電
力系統を発電業者の発電設備により補正するので、系統
周波数または電力の微小変動に対して、電力会社所有の
発電設備を部分負荷運転または負荷変化運転することな
く、電力系統を安定化できる。
【０１３８】結果として、電力会社においては、発電設
備の運用コストを削減できる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明による電力供給システムおよび電力料金
決済システムの実施形態１における電力会社，発電業
者，需要家の関係を示す図である。
【図２】電力会社，発電業者，需要家の間における信
号，エネルギー，料金の流れを詳細に示す図である。
【図３】本発明を適用すべき電力供給システムおよび電
力料金決済システムの実施形態の系統構成の一例を示す
図である。
【図４】実施形態１の発電業者２における画面表示の一
例を示す図である。
【図５】実施形態１の電力会社における入力手段の一例
を示す図である。
【図６】実施形態１の電力供給システムおよび電力料金
決済システムの処理手順を示すフローチャートである。
【図７】実施形態１の発電量指令修正値と発電量実績と
の推移の一例を示す図である。
【図８】発電設備の定常状態における損失すなわち発電
負荷に対する燃料消費量を示す図である。
【図９】発電設備の過渡状態における損失すなわち負荷
変化運転時における燃料流量２をトレンドグラフで示す
図である。
【図１０】本発明による電力供給システムおよび電力料
金決済システムの実施形態２における電力会社，発電業
者，需要家の関係を示す図である。
【図１１】本発明による電力供給システムおよび電力料
金決済システムの実施形態３における電力会社，電力系
統を所有する系統運用会社，発電業者，需要家の関係を
示す図である。
【符号の説明】
１ 電力会社 ２ 発電業者 ３ 需要家 ４ 系統運用会社 １０ 発電量指令 １１ 発電量指令修正値 １２ 電力 １３ 発電量 １４ 電力料金 １５ 系統安定化料金 １６ 託送料金 １７ ペナルティ料金 ２０ 系統安定化指令 ２１ 発電量実績 ２２ 電力 ２３ 電力料金 ２４ ペナルティ料金 １０１ 電力会社入力・表示部 １０２ 発電業者入力・表示部 １０３ 需要家入力・表示部 １１１ 電力会社発電設備 １１２ 発電業者発電設備 １１３ 需要家受電設備 １２１ 電力会社計算機 １２２ 発電業者計算機 １２３ 需要家計算機 ２００ 電力系統 ２０１ インターネットまたは専用線
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 山田 章 茨城県日立市大みか町七丁目２番１号 株 式会社日立製作所電力・電機開発研究所内 (72)発明者 大澤 陽 茨城県日立市大みか町七丁目２番１号 株 式会社日立製作所電力・電機開発研究所内 Ｆターム(参考） 5G066 AA02 AA04 AA20

Claims (11)

    【特許請求の範囲】
  1. 【請求項１】 発電業者が電力会社の送電線ネットワー
    クを介して契約相手の需要家に電力を供給する電力供給
    システムにおいて、 前記電力会社が、電力系統の周波数，電圧，負荷の少な
    くとも一つの計測値と前記需要家から前記発電業者への
    発電量要求値とに基づき前記発電業者に対する発電量指
    令修正値を計算する発電量指令修正値計算手段と、 前記発電量指令修正値を目標に発電した前記発電業者の
    発電量計測値と前記発電量指令修正値とに基づき前記発
    電業者の電力系統安定化に対する寄与率を計算する寄与
    率計算手段とを備えたことを特徴とする電力供給システ
    ム。
  2. 【請求項２】 発電業者が電力会社の送電線ネットワー
    クを介して契約相手の需要家に電力を供給する電力供給
    システムにおいて、 前記電力会社が、電力系統の周波数，電圧，負荷の少な
    くとも一つの計測値と前記需要家から前記発電業者への
    発電量要求値とに基づき前記需要家の発電量要求値に対
    する相対値としての系統安定化指令を計算する系統安定
    化指令計算手段を備え、 前記発電業者が、前記電力会社からの前記系統安定化指
    令と前記需要家からの発電量要求値との和を発電量目標
    値として計算する手段を備え、 前記電力会社が、前記系統安定化指令と前記発電量要求
    値と前記発電量目標値を目標に発電した前記発電業者の
    発電量計測値とに基づき前記発電業者の電力系統安定化
    に対する寄与率を計算する寄与率計算手段とを備えたこ
    とを特徴とする電力供給システム。
  3. 【請求項３】 発電業者が系統運用会社の送電線ネット
    ワークを介して契約相手の需要家に電力を供給する電力
    供給システムにおいて、 電力会社が、電力系統の周波数，電圧，負荷の少なくと
    も一つの計測値と前記需要家から前記発電業者への発電
    量要求値とに基づき前記発電業者に対する発電量指令修
    正値を計算する発電量指令修正値計算手段と、 前記発電量指令修正値を目標に発電した前記発電業者の
    発電量計測値と前記発電量指令修正値とに基づき前記発
    電業者の電力系統安定化に対する寄与率を計算する寄与
    率計算手段とを備えたことを特徴とする電力供給システ
    ム。
  4. 【請求項４】 発電業者が系統運用会社の送電線ネット
    ワークを介して契約相手の需要家に電力を供給する電力
    供給システムにおいて、 前記電力会社が、電力系統の周波数，電圧，負荷の少な
    くとも一つの計測値と前記需要家から前記発電業者への
    発電量要求値とに基づき前記需要家の発電量要求値に対
    する相対値としての系統安定化指令を計算する系統安定
    化指令計算手段を備え、 前記発電業者が、前記電力会社からの前記系統安定化指
    令と前記需要家からの発電量要求値との和を発電量目標
    値として計算する手段を備え、 前記電力会社が、前記系統安定化指令と前記発電量要求
    値と前記発電量目標値を目標に発電した前記発電業者の
    発電量計測値とに基づき前記発電業者の電力系統安定化
    に対する寄与率を計算する寄与率計算手段とを備えたこ
    とを特徴とする電力供給システム。
  5. 【請求項５】 請求項１ないし４のいずれか一項に記載
    の電力供給システムにおいて、 前記寄与率計算手段が、前記電力系統の周波数，電圧，
    負荷の少なくとも一つを制御する発電量指令の時系列信
    号と発電設備の発電量計測値の時系列信号とに基づき前
    記発電量指令と前記発電量計測値との相関係数を計算す
    る手段と、当該相関係数を用いて電力系統安定化に対す
    る寄与率を計算する手段とからなることを特徴とする電
    力供給システム。
  6. 【請求項６】 発電業者が電力会社の送電線ネットワー
    クを介して契約相手の需要家に電力を供給して当該需要
    家から電力料金を受け取り電力系統の託送料金および同
    時同量運転が実施されなかった場合のペナルティ料金と
    を前記電力会社に支払う電力料金決済システムにおい
    て、 前記電力会社が、電力系統の周波数，電圧，負荷の少な
    くとも一つの計測値と前記需要家から前記発電業者への
    発電量要求値とに基づき前記発電業者に対する発電量指
    令修正値を計算する発電量指令修正値計算手段と、 前記発電量指令修正値を目標に発電した前記発電業者の
    発電量計測値と前記発電量指令修正値とに基づき前記発
    電業者の電力系統安定化に対する寄与率を計算する寄与
    率計算手段と、 前記寄与率に基づき前記発電業者に払い戻す系統安定化
    料金を計算する手段と、 前記電力系統の託送料金および前記ペナルティ料金と前
    記系統安定化料金との差額を計算する手段とを備えたこ
    とを特徴とする電力料金決済システム。
  7. 【請求項７】 発電業者が電力会社の送電線ネットワー
    クを介して契約相手の需要家に電力を供給して当該需要
    家から電力料金を受け取り電力系統の託送料金および同
    時同量運転が実施されなかった場合のペナルティ料金と
    を前記電力会社に支払う電力料金決済システムにおい
    て、 前記電力会社が、電力系統の周波数，電圧，負荷の少な
    くとも一つの計測値と前記需要家から前記発電業者への
    発電量要求値とに基づき前記需要家の発電量要求値に対
    する相対値としての系統安定化指令を計算する系統安定
    化指令計算手段を備え、 前記発電業者が、前記電力会社からの前記系統安定化指
    令と前記需要家からの発電量要求値との和を発電量目標
    値として計算する手段を備え、 前記電力会社が、前記系統安定化指令と前記発電量要求
    値と前記発電量目標値を目標に発電した前記発電業者の
    発電量計測値とに基づき前記発電業者の電力系統安定化
    に対する寄与率を計算する寄与率計算手段と、前記寄与
    率に基づき前記発電業者に払い戻す系統安定化料金を計
    算する手段と、前記電力系統の託送料金および前記ペナ
    ルティ料金と前記系統安定化料金との差額を計算する手
    段とを備えたことを特徴とする電力料金決済システム。
  8. 【請求項８】 発電業者が系統運用会社の送電線ネット
    ワークを介して契約相手の需要家に電力を供給して当該
    需要家から電力料金を受け取り電力系統の託送料金を前
    記系統運用会社に支払い同時同量運転が実施されなかっ
    た場合のペナルティ料金を前記電力会社に支払う電力料
    金決済システムにおいて、 電力会社が、電力系統の周波数，電圧，負荷の少なくと
    も一つの計測値と前記需要家から前記発電業者への発電
    量要求値とに基づき前記発電業者に対する発電量指令修
    正値を計算する発電量指令修正値計算手段と、 前記発電量指令修正値を目標に発電した前記発電業者の
    発電量計測値と前記発電量指令修正値とに基づき前記発
    電業者の電力系統安定化に対する寄与率を計算する寄与
    率計算手段と、 前記寄与率に基づき前記発電業者に払い戻す系統安定化
    料金を計算する手段と、 前記電力系統の託送料金および前記ペナルティ料金と前
    記系統安定化料金との差額を計算する手段とを備えたこ
    とを特徴とする電力料金決済システム。
  9. 【請求項９】 発電業者が系統運用会社の送電線ネット
    ワークを介して契約相手の需要家に電力を供給して当該
    需要家から電力料金を受け取り電力系統の託送料金を前
    記系統運用会社に支払い同時同量運転が実施されなかっ
    た場合のペナルティ料金を前記電力会社に支払う電力料
    金決済システムにおいて、 電力会社が、電力系統の周波数，電圧，負荷の少なくと
    も一つの計測値と前記需要家から前記発電業者への発電
    量要求値とに基づき前記需要家の発電量要求値に対する
    相対値としての系統安定化指令を計算する系統安定化指
    令計算手段を備え、 前記発電業者が、前記電力会社からの前記系統安定化指
    令と前記需要家からの発電量要求値との和を発電量目標
    値として計算する手段を備え、 前記電力会社が、前記系統安定化指令と前記発電量要求
    値と前記発電量目標値を目標に発電した前記発電業者の
    発電量計測値とに基づき前記発電業者の電力系統安定化
    に対する寄与率を計算する寄与率計算手段と、前記寄与
    率に基づき前記発電業者に払い戻す系統安定化料金を計
    算する手段と、前記電力系統の託送料金および前記ペナ
    ルティ料金と前記系統安定化料金との差額を計算する手
    段とを備えたことを特徴とする電力料金決済システム。
  10. 【請求項１０】 請求項６ないし９のいずれか一項に記
    載の電力料金決済システムにおいて、 前記寄与率計算手段が、前記電力系統の周波数，電圧，
    負荷の少なくとも一つを制御する発電量指令の時系列信
    号と発電設備の発電量計測値の時系列信号とに基づき前
    記発電量指令と前記発電量計測値との相関係数を計算す
    る手段と、当該相関係数を用いて電力系統安定化に対す
    る寄与率を計算する手段とからなることを特徴とする電
    力料金決済システム。
  11. 【請求項１１】 請求項６ないし１０のいずれか一項に
    記載の電力料金決済システムにおいて、 前記系統安定化料金の払い戻し率を変更する手段を備え
    たことを特徴とする電力料金決済システム。
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