JP2006158189A - Cost minimization power control system using combination of electric power transaction and distributed power supply - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、電力取引及びコージェネレーション装置の運用管理を行う電力管理方法及びシステムに関する。 The present invention relates to a power management method and system for performing power management and operation management of a cogeneration apparatus.
従来の電力供給システムにおいては、電力会社等の系統から購入する、あるいは、系統へ販売する電力料金は予め決まった価格となっている。今後、電力自由化の進展に伴い、電力取引所を通じた電力の売買が普及することも予測される。この場合、コージェネレーション装置を有する工場やビルの電力運用管理者は、コージェネレーション装置の運転費用と、日々変化する電力売買価格（前日市場を想定）を考慮し、コスト最小となるように電力売買及びコージェネレーション装置の運用を実施しなければならない。具体的には、電力取引所で、どれだけの電力量を、いくらで応札し、当日はコージェネレーション装置をどのように運用し、必要に応じてどの程度の負荷制御を行うかを判断し、運用を行う。 In a conventional power supply system, a power charge purchased from or sold to a power company is a predetermined price. In the future, with the progress of electricity liberalization, it is also expected that power trading through power exchanges will become widespread. In this case, the power operation manager of the factory or building that has the cogeneration system considers the operating cost of the cogeneration system and the power trading price that changes daily (assuming the previous day's market), and buys and sells the power to minimize the cost. And the operation of cogeneration equipment must be implemented. Specifically, at the power exchange, how much electricity is bid for, how to operate the cogeneration system on the day, and how much load control is performed as necessary, Operate.
予め価格が決まっている系統電力、自己が有するコージェネレーション装置で発電した電力及び電力取引所で売買する電力によって電力需要をまかなう需要家、及び／又は個々の需要家の代わりに複数の分散電源を統括して管理・運用するエネルギー調達代行業者に適用される電力管理方法において、電力取引及びコージェネレーション装置の運用を適切に組み合わせることにより、電力コストを最小化しようとする場合、考慮すべき変数やケースが複雑多岐であり、需要家設備の運用管理者が毎日これを的確に実施することは困難である。 Multiple distributed power sources instead of individual consumers, and / or customers who can meet the power demand by using grid power whose price is determined in advance, power generated by its own cogeneration equipment and power purchased and sold at the power exchange In the power management method applied to the energy procurement agency that manages and operates in an integrated manner, when the power cost is to be minimized by appropriately combining power transactions and the operation of cogeneration equipment, The cases are complex and diverse, and it is difficult for the operation manager of the customer facility to carry out this accurately every day.
本発明に係る電力管理方法は、自己が有するコージェネレーション装置で発電した電力及び電力取引所で売買する電力によって電力需要をまかなう需要家、及び／又は個々の需要家の代わりに複数の分散電源を統括して管理・運用するエネルギー調達代行業者に適用される電力管理方法において、上記需要家の消費電力量を予測し、上記コージェネレーション装置の電力供給能力量及び発電コストを算出し、電力取引所での電力取引価格を予測し、上記需要家への電力の供給を最小のコストで行えるように、電力取引所での売買電力の応札量及び価格並びにコージェネレーション装置の発電量を、予測した消費電力量、予測した発電コスト及び予測した電力取引所での電力取引価格に基づき計算し、計算結果に基づいた売買電力の応札量及び価格を電力取引所に送信することによって応札し、電力取引所からの落札結果を受信し、受信した落札結果に応じて、上記コージェネレーション装置の運転計画を策定し、実際の上記需要家の電力需要に応じて、上記コージェネレーション装置の運転の修正処理、系統への売買電処理若しくは需要家の負荷の制御処理、又は、これらの処理の組み合わせの処理を行うことを特徴とする。 In the power management method according to the present invention, a customer who covers the power demand by the power generated by the cogeneration apparatus he owns and the power sold at the power exchange, and / or a plurality of distributed power supplies instead of individual consumers. In a power management method applied to an energy procurement agency that manages and operates in an integrated manner, the power consumption of the customer is predicted, the power supply capacity and power generation cost of the cogeneration device are calculated, and the power exchange Forecasting the electricity transaction price at the power station, and predicting the bid amount and price of the electricity purchased and sold at the power exchange and the power generation amount of the cogeneration equipment so that the power supply to the above customers can be carried out at a minimum cost Calculated based on the amount of power, the predicted power generation cost, and the predicted power transaction price at the power exchange, Bid by sending the rating to the power exchange, receive the successful bid result from the power exchange, formulate the operation plan of the cogeneration device according to the received successful bid result, and actually power the customer According to demand, the operation correction processing of the cogeneration apparatus, the processing for buying and selling power to the system, the control processing of the load on the customer, or the processing of a combination of these processing is performed.
本発明に係る電力管理方法は、自己が有するコージェネレーション装置で発電した電力及び電力取引所で売買する電力によって電力需要をまかなう需要家、及び／又は個々の需要家の代わりに複数の分散電源を統括して管理・運用するエネルギー調達代行業者に適用される電力管理システムにおいて、上記需要家の消費電力量を予測する消費電力予測手段と、上記コージェネレーション装置の電力供給能力量及び発電コストを算出する電力供給能力量及び発電コスト算出手段と、電力取引所での電力取引価格を予測する電力取引価格予測手段と、上記需要家への電力の供給を最小のコストで行えるように、電力取引所での売買電力の応札量及び価格並びにコージェネレーション装置の発電量を、予測した消費電力量、予測した発電コスト及び予測した電力取引所での電力取引価格に基づき計算し、計算結果に基づいた売買電力の応札量及び価格を電力取引所に送信することによって応札し、電力取引所からの落札結果を受信する応札手段と、受信した落札結果に応じて、上記コージェネレーション装置の運転計画を策定する運転計画策定手段と、実際の上記需要家の電力需要に応じて、上記コージェネレーション装置の運転の修正処理、系統への売買電処理若しくは需要家の負荷の制御処理、又は、これらの処理の組み合わせの処理を行う当日処理手段とを備えることを特徴とする。 In the power management method according to the present invention, a customer who covers the power demand by the power generated by the cogeneration apparatus he owns and the power sold at the power exchange, and / or a plurality of distributed power supplies instead of individual consumers. In a power management system applied to an energy procurement agency that manages and operates in an integrated manner, the power consumption prediction means for predicting the power consumption of the consumer, the power supply capacity of the cogeneration device and the power generation cost are calculated. Power supply capacity amount and power generation cost calculation means, power transaction price prediction means for predicting the power transaction price at the power exchange, and power exchange so that the supply of power to the consumers can be performed at a minimum cost Bidding price and price of electricity purchased and sold in China, and power generation amount of cogeneration equipment, predicted power consumption, predicted power generation cost and Bids that are calculated based on the measured electricity transaction price at the power exchange, bid by sending to the power exchange the bid amount and price of electric power purchased and sold based on the calculation result, and receiving the successful bid result from the power exchange Means, an operation plan formulation means for formulating an operation plan for the cogeneration device according to the received successful bid result, a correction process for the operation of the cogeneration device according to the actual power demand of the consumer, a system And a processing unit for controlling the load on the customer, or a day processing means for performing a combination of these processes.
本発明に係る電力管理方法及びシステムでは、自己が有するコージェネレーション装置で発電した電力及び電力取引所で売買する電力によって電力需要をまかなう需要家、及び／又は個々の需要家の代わりに複数の分散電源を統括して管理・運用するエネルギー調達代行業者において、電力コストを最小化する電力取引及びコージェネレーション装置の運用管理を行うものである。 In the power management method and system according to the present invention, a customer who covers the power demand with the power generated by the cogeneration apparatus he owns and the power bought and sold at the power exchange, and / or a plurality of distributions instead of individual consumers. In an energy procurement agency that manages and operates power sources in an integrated manner, it manages power transactions that minimize power costs and operation management of cogeneration systems.
このことにより、本発明では、人間の判断のみでは困難であるコスト最小の電力運用管理を、日々の応札を確実に行えるほど短時間に計算し、簡易に実施することができる。 As a result, in the present invention, power operation management with minimum cost, which is difficult only by human judgment, can be calculated in a short time so that daily bidding can be reliably performed, and can be easily implemented.
＜一般的な電力システムの構成＞
まず、図１を参照して、一般的な電力システムについて説明をする。
<General power system configuration>
First, a general power system will be described with reference to FIG.
電力システム１は、図１に示すように、発電所２等により発電された電力を、送電系統３を介して、家庭、工場又はビルのような需要家４,５（需要家４-１〜４-３,需要家５）に対して送電するシステムである。
As shown in FIG. 1, the
送電系統３とは、電力を発電所２等の供給源から需要家４,５まで送電するための送電ネットワークであり、送電設備、変電設備、配電設備等から構成されている。
The power transmission system 3 is a power transmission network for transmitting power from a supply source such as the power plant 2 to the
＜電力取引所の構成＞
ここで、電力取引は電力取引所において競争入札方式で行われる。電力取引所は、通常、対象日の前日に開かれ、対象日の２４時間を例えば３０分毎の４８の単位時間に分割し、単位時間毎で電力の競争入札が行われる。この競争入札において、単位時間毎の落札量、落札者（電力販売者及び電力買取者）並びに電力単価が決定される。
<Configuration of power exchange>
Here, the electric power transaction is performed by a competitive bidding method at the electric power exchange. The power exchange is usually opened on the day before the target date, and 24 hours of the target date is divided into, for example, 48 unit times every 30 minutes, and competitive bidding of power is performed every unit time. In this competitive bidding, the successful bid amount per unit time, the successful bidder (electric power seller and electric power purchaser), and the electric power unit price are determined.
コージェネレーション装置１１を有する需要家５あるいはその管理運用者が、このような電力取引に参入することによって電力を売買できるようになる。
The
＜コージェネレーション装置を備えた需要家の構成＞
需要家とは、家庭、工場、商店、その他ビル建物等の電力を消費する機関の１単位であり、且つ、消費した電力の対価を電力会社等に対して支払う単位である。
<Configuration of consumers with cogeneration equipment>
A consumer is a unit of an organization that consumes power, such as a home, factory, store, or other building, and is a unit that pays the price of the consumed power to an electric power company or the like.
需要家の中には、コージェネレーション装置１１を有するもの（例えば、需要家５）もある。
Some customers (for example, the customer 5) have the
コージェネレーション装置１１は、ガスや石油等の燃料を用いて発電し、さらに、発電時に生じる排熱を回収してエネルギー源として二次利用する装置である。コージェネレーション装置１１を有する需要家４は、コージェネレーション装置１１により発電した電力により自分の負荷を駆動する。
The
需要家５は、図２に示すように、コージェネレーション装置１１と、負荷１２と、電力管理装置１３とから構成されている。
As shown in FIG. 2, the
負荷１２は、電力会社等から買電することにより送電系統３から供給される電力（以下、系統電力という。）、及び、コージェネレーション装置１１により発電された電力（以下、発電電力という。）を消費して動作する。また、コージェネレーション装置１１により発電された発電電力のうち、負荷１２により消費されない余剰電力は、送電系統３を介して売電することも可能である。
The
電力管理装置１３は、電力取引所への応札計画の策定・応札、コージェネレーション装置１１の運転制御を、電力コスト最小化の視点から行う。また、負荷１２の抑制制御も、需要家の運転管理者の指示（設定）により行う。
The
＜電力管理装置の構成＞
図３は、電力管理装置１３の構成を示している。
<Configuration of power management device>
FIG. 3 shows the configuration of the
電力管理装置１３は、図３に示すように、予測部２１と、応札部２２と、当日運用部２３とを備えている。
As illustrated in FIG. 3, the
予測部２１は、電力需要予測部３１と、熱需要予測部３２と、需要情報格納部３３とを有している。
The
電力需要予測部３１は、需要情報格納部３３に格納されている過去の電力需要、及び、天候情報に基づき、需要家の電力需要の予測を行う。熱需要予測部３２は、需要情報格納部３３に格納されている過去の熱需要、及び、天候情報に基づき、需要家の熱需要の予測を行う。予測部２１は、予測した電力需要情報及び熱需要情報を、応札部２２に供給する。
The power
応札部２２は、コスト算出部３４と、落札履歴格納部３５と、供給力情報格納部３６と、応札処理部３７とを有している。
The
コスト算出部３４は、コージェネレーション装置１１の運転方式及び燃料価格に基づき、コージェネレーション装置１１の運転コストを算出する。落札履歴格納部３５は、過去の落札履歴を格納している。供給力情報格納部３６は、コージェネレーション装置１１の供給能力の情報を格納している。応札処理部３７は、予測部２１で予測された電力需要及び予測熱需要、並びに、コージェネレーション装置１１の運転コスト、供給能力、過去の落札履歴に基づき、電力コストが最小となるように電力取引所に対して応札処理を行い、その結果である落札情報を受信する。
The
当日運用部２３は、実需要取得部３８と、運用・制御部３９と、コージェネレーション運転コスト格納部４０と、負荷制御処理部４１と、負荷制御シーケンス格納部４２とを有している。
The
実需要取得部３８は、当日のリアルタイムの需要である実測値を取得し、運用・制御部３９に受け渡す。運用・制御部３９は、落札情報に基づいて作成する運転計画値と実測値との差を算出し、実測値が計画値を下回れば、系統への売電かコージェネレーション装置１１の出力抑制制御を、コスト最小の観点から行う。また、実測値が計画値以上の場合は系統からの買電か当該需要家の負荷制御を行う。負荷制御を行う場合は、負荷制御処理部４１が負荷制御シーケンス格納部４２に格納された負荷制御シーケンスに基づき、制御を行う。
The actual
＜電力管理装置の処理手順＞
以下、電力管理装置１３による、将来の任意日（以下、対象日（Ｘ月Ｙ日）とする。）の全日（２４時間）にわたるコージェネレーション装置１１の運転計画の作成処理、並びに、対象日（Ｘ月Ｙ日）の当日における電力制御処理について、具体的に説明する。
<Processing procedure of power management device>
Hereinafter, the
（運転計画の作成処理）
図４に示すステップＳ１１からステップＳ１７までの処理フローは、対象日（Ｘ月Ｙ日）の運転計画の作成するための処理フローである。
(Operation plan creation process)
The processing flow from step S11 to step S17 shown in FIG. 4 is a processing flow for creating an operation plan for the target date (X month Y day).
まず、ステップＳ１１において、電力管理装置１３は、負荷１２の対象日の電力需要及び熱需要を予測する。対象日の電力需要及び熱需要の予測は、対象日の全日（２４時間）に亘って、競争入札の時間単位（例えば３０分単位）毎に行う。電力管理装置１３は、過去の需要履歴（例えば、対象日と同一曜日の需要履歴等）、対象日（Ｘ月Ｙ日）の予想気温，予想天気、並びに、その需要家がビルであれば対象日のテナントの休暇情報、その需要家が工場であれば対象日の生産状況等に基づき、これらの電力需要及び熱需要を予測する。この需要予測は、対象日の需要およびその発生確率を求めるが、確率分布は離散分布として求めても良し、連続分布として求めても良い。さらに、電力管理装置１３は、需要電力を確率分布で求めたり、また、熱需要が大きい場合と、熱需要が小さい場合とにわけて、熱需要の予測を行ってもよい。
First, in step S <b> 11, the
続いて、ステップＳ１２において、電力管理装置１３は、コージェネレーション装置１１の電力供給力の分布を算出する。
Subsequently, in step S <b> 12, the
このステップＳ１２の電力供給力の算出は、例えば、図５に示すフローのように処理がされる。まず、コージェネレーション装置１１の供給能力及び長期相対契約による購入電力等の登録を行う（ステップＳ１２-１）。続いて、各発電機の故障確率を入力する（ステップＳ１２-２）。続いて、電力供給能力の分布を計算する（ステップＳ１２-３）。最後に、定期検査等の必要に応じて、電力供給力の分布を補正する（ステップＳ１２-４）。
The calculation of the power supply capacity in step S12 is processed as in the flow shown in FIG. 5, for example. First, the supply capacity of the
続いて、ステップＳ１３において、電力管理装置１３は、燃料価格、コージェネレーション装置１１の発電効率・排熱回収効率、及びステップＳ１１で求めた熱需要などに基づき、コージェネレーション装置１１の定格時の発電コストを算出する。
Subsequently, in step S13, the
続いて、ステップＳ１４において、電力管理装置１３は、ステップＳ１３で求めた発電コストと、ステップＳ１１で求めた需要予測とに基づき、最も安いコストで負荷１２を駆動するように、対象日の電力運用計画を作成する。具体的には、対象日のコージェネレーション装置１１の運転計画、及び、対象日の系統電力の買電及び売電のための入札戦略を作成する。
Subsequently, in step S14, the
続いて、ステップＳ１５において、電力管理装置１３は、対象日（Ｘ月Ｙ日）の電力に対するスポット市場が開始されると、作成した入札戦略に従った入札情報を、電力取引所に送信する。具体的には、電力取引所に対して、買電量（kWh/h）及び買取単価（円／kWh）又は売電量（kWh/h）及び販売単価（円／kWh）を提出する。
Subsequently, in step S15, when the spot market for power on the target date (X month Y day) is started, the
続いて、ステップＳ１６において、電力管理装置１３は、電力取引所から落札情報を取得する。落札情報には、当該需要家５が系統電力を買い取ることができる場合（買いが成立した場合）には、買電量と買取単価が記述されており、当該需要家５が余剰電力を売ることができる場合（売りが成立した場合）には、売電量と販売単価が記述されている。
Subsequently, in step S16, the
続いて、ステップＳ１７において、電力管理装置１３は、落札情報の買電量又は売電量に基づき、ステップＳ１４で作成したコージェネレーション装置１１の運転計画を修正する。そして、必要に応じて、この運転計画をプリントアウトしたり、表示したりする。
Subsequently, in step S17, the
以上が、対象日（Ｘ月Ｙ日）に対するコージェネレーション装置１１の運転計画の作成処理である。
The above is the process for creating the operation plan of the
（当日の処理）
図６に示すステップＳ２０からステップＳ３０までの処理フローは、対象日（Ｘ月Ｙ日）の当日における電力管理装置１３による電力制御処理を示している。
(Processing on the day)
The processing flow from step S20 to step S30 shown in FIG. 6 shows the power control processing by the
電力管理装置１３は、以下のステップＳ２０からステップＳ３０までの処理を、対象日（Ｘ月Ｙ日）の当日の一定時間毎（例えば、１０分毎）に行っている。
The
まず、ステップＳ２０において、電力管理装置１３は、負荷１２の現在の電力需要の実測値と、計画値とを比較する。計画値は、コージェネレーション装置１１の運転計画値と、長期相対契約による購入電力、電力取引所において落札した買電量（又は売電量）である。電力管理装置１３は、電力需要の実測値より計画値の方が大きければステップＳ２１に進み、電力需要の実測値より計画値の方が小さければステップＳ２５に進む。
First, in step S <b> 20, the
ステップＳ２１では、電力管理装置１３は、コージェネレーション装置１１の計画値から実測値を引き、負荷１１により消費されない余剰電力を算出する。電力管理装置１３は、その余剰電力を売電したほうがコスト的にメリットがあるか、その余剰電力分だけ出力を抑制した方がよいかを判断する。電力管理装置１３は、余剰電力を売電したほうがコスト的にメリットがあると判断した場合には、その余剰電力を逆潮により売電するように処理を行って当該フローを終了する（ステップＳ２２）。
In step S <b> 21, the
反対に、その余剰電力分だけ出力を抑制した方がよいと判断した場合には、ステップＳ２３に進み、余剰電力分だけコージェネレーション装置１１の出力を抑制する。ただし、コージェネレーション装置１１の出力が０％（全停止状態）となった場合には、それ以上の抑制はできない。
On the contrary, if it is determined that it is better to suppress the output by the surplus power, the process proceeds to step S23, and the output of the
続いて、ステップＳ２４において、計画値から出力抑制分を減算して得られる値（補正計画値）と、電力需要の実測値とを比較する。比較した結果、実測値と補正計画値とが一致していれば当該フローを停止する。 Subsequently, in step S24, a value (corrected planned value) obtained by subtracting the output suppression amount from the planned value is compared with the actual measured value of power demand. As a result of the comparison, if the actually measured value and the corrected plan value match, the flow is stopped.
補正計画値よりも実測値の方がまだ小さい場合、すなわち、コージェネレーション装置１１を停止してもまだ余剰電力がある場合には、ステップＳ２２に進み、売電処理を行って当該フローを終了する。
If the actual measured value is still smaller than the corrected planned value, that is, if there is still surplus power even after the
一方、ステップＳ２５では、電力管理装置１３は、電力需要の実測値から計画値を引いた電力（不足電力）を算出し、その不足電力分だけコージェネレーション装置１１の出力を増加させる。だだし、コージェネレーション装置１１の出力が定格出力（１００％）となった場合には、そこで増加を停止する。
On the other hand, in step S <b> 25, the
続いて、ステップＳ２６において、電力管理装置１３は、電力需要の実測値と、計画値と出力増加量とを加算して得られる値（補正計画値）とを比較する。比較した結果、実測値と補正計画値とが一致していれば当該フローを終了する。
Subsequently, in step S <b> 26, the
補正計画値より実測値の方がまだ大きい場合には、すなわち、コージェネレーション装置１１を定格動作させたとしてもまだ不足電力がある場合には、ステップＳ２７に進む。
If the measured value is still larger than the corrected planned value, that is, if there is still insufficient power even if the
ステップＳ２７において、電力管理装置１３は、負荷削減制御を行うか否かを判断する。負荷削減制御を行うか否かは、例えば、不足電力を系統電力から補った場合に支払う違約金が所定金額以上となれば負荷削減制御を行い、所定金額より少なければ負荷削減制御を行わない、といったように判断する。
In step S27, the
負荷削減制御を行わない場合には、ステップＳ２８に進む。ステップＳ２８において、電力管理装置１３は、不足電力分の違約金を支払って送電系統３から電力を追加購入する処理を行い、当該フローを終了する。
When the load reduction control is not performed, the process proceeds to step S28. In step S <b> 28, the
負荷削減制御を行う場合には、ステップＳ２９に進む。ステップＳ２９において、電力管理装置１３は、負荷１２の消費電力を下げるような制御処理を行う。電力管理装置１３は、例えば、空調、照明等を停止して、消費電力を下げる。このとき、電力管理装置１３は、停止する電力設備の優先順位を記述したシーケンスを定めておき、優先順位の高い設備から順番に削減を行う。
When performing load reduction control, the process proceeds to step S29. In step S <b> 29, the
電力管理装置１３は、ステップＳ２９の処理を終えると、ステップＳ３０に進み、削減を行ってもまだ不足電力があるか否かを判断する。不足電力がなければ、当該処理フローを終了し、不足電力がまだあれば、再度、ステップＳ２７において、さらに、負荷削減制御を行うか否かを判断し、当該処理フローを抜けるまで処理を繰り返す。
After completing the process of step S29, the
＜処理手順の具体例１＞
電力管理装置１３の処理手順の具体例として、具体例１を説明する。具体例１は、コージェネレーション装置１１の故障は無いものとし、需要の日間変化や確率分布を簡易に設定するものとする。
<Specific example 1 of processing procedure>
As a specific example of the processing procedure of the
（運転計画の作成処理 具体例１）
需要家５は、定格出力（定格発電容量）が１０００ｋＷ， 排熱量が２０００Ｍｃａｌのコージェネレーション装置１１を２つ用いているとする。また、需要家５は長期相対契約により常時１０００ｋＷの系統電力を購入しているものとする。
(Operation plan creation processing example 1)
It is assumed that the
需要家５の対象日（Ｘ月Ｙ日）における予測電力需要は、図７に示すようになっているものとする。すなわち、夜間の予測電力需要は２５００ｋＷ（確率１００％）であり、昼間の予測電力需要は５５００ｋＷ（確率３０％），５０００ｋＷ（確率４０％），４５００ｋＷ（確率３０％）である。
It is assumed that the predicted power demand on the target date (X month Y day) of the
また、需要家５の対象日（Ｘ月Ｙ日）における予測熱需要は、図８に示すようになっているものとする。すなわち、熱需要が大きいケースＡにおける予測熱需要は平均４０００Ｍｃａｌであり、熱需要が小さいケースＢにおける予測熱需要は平均１０００Ｍｃａｌである。
Further, it is assumed that the predicted heat demand on the target date (X month Y day) of the
また、図７及び図８に示したように、予測需要は、夜間と昼間とで大きく異なる。そのため、電力管理装置１３は、以下のように夜間と昼間とに分けて、それぞれ別の運転計画及び応札戦略を作成するものとする。
Moreover, as shown in FIGS. 7 and 8, the predicted demand differs greatly between nighttime and daytime. For this reason, the
また、コージェネレーション装置１１の運転コストは次のように算出する。
Moreover, the operating cost of the
一般的に発電機は、定格運転時よりも、部分負荷運転時（定格運転よりも低い出力とする運転）の方が、発電効率が悪くなるため燃料費が増大する。そのため、電力管理装置１３は、定格運転時と部分負荷運転時とのそれぞれでコストを算出する。
In general, a generator has a fuel cost that increases during a partial load operation (an operation with a lower output than the rated operation) because the power generation efficiency is worse than during the rated operation. Therefore, the
部分負荷運転時のコストは、実際には負荷率によって連続的に変化するが、ここでは一義的に決まるものとし、コージェネレーション装置１１のコストは以下のようになるものとする。
The cost during partial load operation varies continuously depending on the load factor in practice, but here it is uniquely determined, and the cost of the
・定格運転時 ：燃料費 ８．０円／ｋＷｈ
・部分負荷運転時：燃料費 ８．５円／ｋＷｈ
・ During rated operation: Fuel cost 8.0 yen / kWh
・ Partial load operation: Fuel cost 8.5 yen / kWh
また、一般的に発電機の排熱メリットは、熱需要や運転方式により異なる。そのため、電力管理装置１３は、熱需要についてもそれぞれコストメリットを算出する。
In general, the exhaust heat merit of the generator varies depending on the heat demand and the operation method. Therefore, the
コージェネレーション装置１１の排熱メリットは、ここでは以下のようになるものとする。
・電力需要大：排熱メリット ２．０円／ｋＷｈ （排熱を全て利用）
・電力需要小：排熱メリット ０．５円／ｋＷｈ （排熱の一部を廃棄）
Here, the exhaust heat merit of the
・ Large power demand: Merit of exhaust heat 2.0 yen / kWh (uses all exhaust heat)
・ Low electricity demand: Waste heat merit 0.5 yen / kWh (A part of waste heat is discarded)
なお、部分負荷時には排熱が小さくなり、熱需要大のときの排熱メリットが０．５円／ｋＷｈ減少するものとする。 In addition, exhaust heat becomes small at the time of partial load, and the exhaust heat merit when heat demand is large shall be reduced by 0.5 yen / kWh.
電力管理装置１３は、以上の情報から、コージェネレーション装置１１のケース別運転コストを算出する。各ケースの運転コストは以下のようになる。
The
・定格運転且つ熱需要大の場合
運転コスト＝６．０円／ｋＷｈ
＝燃料費８．０円／ｋＷｈ − 排熱メリット２．０円／ｋＷｈ
・定格運転且つ熱需要小の場合
運転コスト＝７．５円／ｋＷｈ
＝燃料費８．０円／ｋＷｈ − 排熱メリット０．５円／ｋＷｈ
・部分負荷運転且つ熱需要大の場合
運転コスト＝７．０円／ｋＷｈ
＝燃料費８．５円／ｋＷｈ − 排熱メリット１５円／ｋＷｈ
・部分負荷運転且つ熱需要大の場合
運転コスト＝８．０円／ｋＷｈ
＝燃料費８．５円／ｋＷｈ − 排熱メリット０．５円／ｋＷｈ
・ In case of rated operation and large heat demand Operating cost = 6.0 yen / kWh
= Fuel cost 8.0 yen / kWh-Waste heat merit 2.0 yen / kWh
・ In case of rated operation and low heat demand Operating cost = 7.5 yen / kWh
= Fuel cost 8.0 yen / kWh-Waste heat merit 0.5 yen / kWh
・ Partial load operation and high heat demand Operating cost = 7.0 yen / kWh
= Fuel cost 8.5 yen / kWh-
・ Partial load operation and high heat demand Operating cost = 8.0 yen / kWh
= Fuel cost 8.5 yen / kWh-Waste heat merit 0.5 yen / kWh
また、対象日（Ｘ月Ｙ日）当日に、電力不足が生じた場合の違約金（補償用電力価格）および、電力余剰が生じた場合の売電価格は以下の通りとする。
・違約金（補償用電力価格）＝６ ０．０円／ｋＷｈ
・当日売電価格 ＝４．０円／ｋＷｈ
Also, the penalty (compensation power price) when power shortage occurs on the day of the target date (X month Y day) and the power selling price when power surplus occurs are as follows.
-Penalty (compensation power price) = 6 0.0 yen / kWh
・ Selling price on the day = 4.0 yen / kWh
電力管理装置１３は、以上のようなコージェネレーション装置１１の運転コスト、違約金、当日発電価格等に基づき、対象日（Ｘ月Ｙ日）について、次のような運転計画及び応札戦略を作成する。
The
＜夜間運転計画及び応札戦略＞
--ケースＡ 熱需要大の場合--
予測電力需要２５００ｋＷから長期相対契約分１０００ｋＷを差し引いた１５００ｋＷについて、電力市場からの調達またはコージェネレーション装置１１の運転が必要となる。
<Night driving plan and bidding strategy>
--Case A When heat demand is high--
For 1500 kW obtained by subtracting 1000 kW for the long-term relative contract from the predicted
熱需要予測から熱需要大であるため、定格運転時の運転コストは６．００円／ｋＷｈである。 Since the heat demand is large from the heat demand prediction, the operation cost at the rated operation is 6.00 yen / kWh.
電力市場の約定価格（落札価格）が５．９９円／ｋＷｈ以下の場合、電力市場から調達する方がコージェネレーション装置１１を運転するよりも経済的である。従って、電力運用装置１３は、１５００ｋＷ分を５．９９円／ｋＷｈで買い応札する。
When the contract price (successful bid price) of the electric power market is 5.99 yen / kWh or less, it is more economical to procure from the electric power market than to operate the
電力市場の約定価格が６．０１円／ｋＷｈ以上の場合、電力市場に売電することにより利益が生じるため、コージェネレーション装置１１の２台を定格運転し、余剰分５００ｋＷを電力市場へ売却することが最も経済的である。従って、電力管理装置１３は、同時に６．０１円／ｋＷｈで売り応札する。
If the contract price in the electric power market is 6.01 yen / kWh or more, profits will be generated by selling power to the electric power market, so two
約定価格は５円／ｋＷｈ〜１５円／ｋＷｈの間で決まるものとすると、応札戦略は次のようになる。 If the contract price is determined between 5 yen / kWh and 15 yen / kWh, the bidding strategy is as follows.
--ケースＢ 熱需要小の場合 --
ケースＡと同様に、予測電力需要２５００ｋＷから長期相対契約分１０００ｋＷを差し引いた１５００ｋＷについて、電力市場からの調達またはコージェネレーション装置１１の運転が必要となる。
--Case B: Small heat demand-
Similar to Case A, for 1500 kW obtained by subtracting 1000 kW for the long-term relative contract from the predicted
熱需要予測から熱需要小であるため、定格運転時の運転コストは７．５０円／ｋＷｈである。 Since the heat demand is small from the heat demand prediction, the operation cost at the rated operation is 7.50 yen / kWh.
電力市場の約定価格（落札価格）が７．４９円／ｋＷｈ以下の場合、電力市場から調達する方がコージェネレーション装置１１を運転するよりも経済的である。従って、電力運用装置１３は、１５００ｋＷ分を７．４９円／ｋＷｈで買い応札する。
When the contract price (successful bid price) of the electric power market is 7.49 yen / kWh or less, it is more economical to procure from the electric power market than to operate the
電力市場の約定価格が７．５１円／ｋＷｈ以上の場合、電力市場に売電することにより利益が生じるため、コージェネレーション装置１１の２台を定格運転し、余剰分５００ｋＷを電力市場へ売却することが最も経済的である。従って、電力管理装置１３は、同時に７．５１円／ｋＷｈで売り応札する。
If the contract price in the electric power market is 7.51 yen / kWh or more, profits will be generated by selling power to the electric power market, so two
約定価格は５円／ｋＷｈ〜１５円／ｋＷｈの間で決まるものとすると、応札戦略は次のようになる。 If the contract price is determined between 5 yen / kWh and 15 yen / kWh, the bidding strategy is as follows.
＜昼間運転計画及び応札戦略＞
--ケースＡ 熱需要大の場合--
電力市場からの調達またはコージェネレーション装置１１の運転が必要となる電力は、予測電力需要から長期相対契約分１０００ｋＷを差し引いた分、すなわち、４５００ｋＷ（確率３０％），４０００ｋＷ（確率４０％），３５００ｋＷ（確率３０％）である。これらについて電力需要の発生確率を勘案した戦略を策定する。
<Daytime driving plan and bidding strategy>
--Case A When heat demand is high--
The power required to procure from the power market or to operate the
発生する可能性がある需要は、２台のコージェネレーション装置１１の定格容量よりも大きいことから、コージェネレーション装置１１で発電した電力の余剰分を電力市場へ売却することはできない。
Since the demand that may occur is larger than the rated capacity of the two
熱需要予測から熱需要大であるため、定格運転時の運転コストは６．００円／ｋＷｈである。 Since the heat demand is large from the heat demand prediction, the operation cost at the rated operation is 6.00 yen / kWh.
電力市場の約定価格（落札価格）が５．９９円／ｋＷｈ以下の場合、電力市場から調達する方がコージェネレーション装置１１を運転するよりも経済的である。さらに、予測電力需要の確率分布から、電力不足リスク（高額な違約金）や電力余剰リスク（買い過ぎ）を考慮して、最適な応札戦略を策定する。
When the contract price (successful bid price) of the electric power market is 5.99 yen / kWh or less, it is more economical to procure from the electric power market than to operate the
電力市場の約定価格が６．０１円／ｋＷｈ以上の場合、２台のコージェネレーション装置１１を定格運転し、不足分を電力市場から調達する方が経済的である。この場合も、電力不足リスクや電力余剰リスクを考慮して、最適な応札戦略を策定する。
When the contract price in the electric power market is 6.01 yen / kWh or more, it is more economical to operate the two
これらのリスクを考慮した応札戦略は、期待値計算に基づく次のような方法で策定できる。 Bidding strategies that take these risks into account can be formulated in the following manner based on expected value calculations.
（１）電力需要の確率分布、コージェネレーション装置定格出力、応札量、応札価格、並びに、図９に示すような価格パラメータ（コージェネレーション装置運転コスト、違約金（補償用電力価格）、売電価格）等のデータから負荷を駆動するための電力コスト期待値を算出する。 (1) Probability distribution of power demand, rated output of cogeneration equipment, bid amount, bid price, and price parameters (cogeneration equipment operating cost, penalty (compensation power price)), power selling price as shown in FIG. ) And the like, the power cost expected value for driving the load is calculated.
（２）応札量をパラメータとして変化させ、各応札量に対する電力コスト期待値を算出すると、図１０のようなグラフが作成できる。電力コスト期待値が最も安価となる応札量を選択することにより、ある応札価格における最適応札量が決定できる。 (2) By changing the bid amount as a parameter and calculating the expected power cost for each bid amount, a graph as shown in FIG. 10 can be created. By selecting the bidding amount with the lowest expected power cost value, the optimal bidding amount at a certain bidding price can be determined.
（３）次に応札価格をパラメータとして変化させ、各応札価格における最適応札量をそれぞれ決定すると、図１１のようなグラフが作成でき、これが最適な応札戦略となる。 (3) Next, by changing the bidding price as a parameter and determining the optimal bidding amount at each bidding price, a graph as shown in FIG. 11 can be created, which is the optimal bidding strategy.
約定価格は５円／ｋＷｈ〜１５円／ｋＷｈの間で決まるものとすると、応札戦略は次のようになる。 If the contract price is determined between 5 yen / kWh and 15 yen / kWh, the bidding strategy is as follows.
--ケースＢ 熱需要小の場合--
ケースＡと同様に、予測電力需要から長期相対契約分１０００ｋＷを差し引いた電力は、４５００ｋＷ（確率３０％）、４０００ｋＷ（確率４０％），３５００ｋＷ（確率３０％）である。発生する可能性がある需要の全てが２台のコージェネレーション装置１１の定格容量よりも大きいことから、コージェネレーション装置１１で発電した電力の余剰分を電力市場へ売却することはできない。
--Case B: Small heat demand--
As in Case A, the power obtained by subtracting 1000 kW for the long-term relative contract from the predicted power demand is 4500 kW (
熱需要予測から熱需要小であるため、定格運転時の運転コストは７．５０円／ｋＷｈである。 Since the heat demand is small from the heat demand prediction, the operation cost at the rated operation is 7.50 yen / kWh.
電力市場の約定価格（落札価格）が７．４９円／ｋＷｈ以下の場合、電力市場から調達する方がコージェネレーション装置１１を運転するよりも経済的である。ただし、電力需要が確率分布となっていることから、電力不足リスク（高額な違約金）や電力余剰リスク（買い過ぎ）を考慮した応札戦略が必要となる。
When the contract price (successful bid price) of the electric power market is 7.49 yen / kWh or less, it is more economical to procure from the electric power market than to operate the
電力市場の約定価格が７．５１／ｋＷｈ以上の場合、２台のコージェネレーション装置１１を定格運転し、不足分を電力市場から調達する方が経済的である。ただし、この場合についても、電力不足リスクや電力余剰リスクを考慮した応札戦略が必要となる。
When the contract price in the electric power market is 7.51 / kWh or more, it is more economical to operate the two
約定価格は５円／ｋＷｈ〜１５円／ｋＷｈの間で決まるものとし、ケースＡと同様の方法により最適な応札戦略を策定すると、次のようになる。 The contract price is determined between 5 yen / kWh and 15 yen / kWh, and when an optimal bidding strategy is formulated by the same method as in Case A, the following is obtained.
（当日の処理 具体例１）
〈夜間の当日処理（電力余剰の一例）〉
電力管理装置１３は、当日の電力需要の実測値と、計画値（＝市場から買電した系統電力量＋コージェネレーション装置１１の運転計画）とを比較し、実測値が少ない場合、コージェネレーション装置１１の出力を抑制するか、売電をするかを判断する（図６のステップＳ２１）。
(Example of processing on the day)
<Night-day processing (example of surplus electricity)>
The
ここで、予測電力需要を２５００ｋＷとした運転計画が立てられており、電力需要の実測値が２３００ｋＷであったとする。 Here, it is assumed that an operation plan with a predicted power demand of 2500 kW is made, and an actual measurement value of power demand is 2300 kW.
２５００ｋＷの運転計画のうち、１０００ｋＷが系統電力の相対契約分（長期で購入している電力）、５００ｋＷが電力市場からの調達分、１０００ｋＷがコージェネレーション装置１１（１台）の発電分であるとする。 Of the operation plan of 2500 kW, 1000 kW is the relative contract of grid power (electric power purchased in the long term), 500 kW is the procurement from the electric power market, and 1000 kW is the power generation of the cogeneration system 11 (1 unit) To do.
--ケースＡ 熱需要大の場合--
熱需要が大きいケースＡの場合、コージェネレーション装置１１の出力を１０００ｋＷから８００ｋＷに抑制すると、発電コストが７．５円／ｋＷｈから８．０円／ｋＷｈに上昇し、売電単価が４．０円／ｋＷｈであるとする。
--Case A When heat demand is high--
In case A where the heat demand is large, if the output of the
この場合、出力抑制の効果（例えば１４時間）は、（１０００ｋＷ×７．５円／ｋＷｈ−８００ｋＷ×８．０円／ｋＷｈ）×１４ｈ＝１５４００円であり、一方、売電による効果は、４円／ｋＷｈ×２００ｋＷ×１４ｈ＝１１２００円である。このことから、出力を抑制した方が効率的である。 In this case, the output suppression effect (for example, 14 hours) is (1000 kW × 7.5 yen / kWh−800 kW × 8.0 yen / kWh) × 14h = 15400 yen, while the effect of power sale is 4 Yen / kWh × 200 kW × 14h = 11,200 yen. For this reason, it is more efficient to suppress the output.
出力抑制により補正計画値と実施値が一致するため、処理を終了する（ステップＳ２４）。 Since the corrected planned value matches the actual value due to the output suppression, the process is terminated (step S24).
--ケースＢ 熱需要小の場合--
熱需要が小さいケースＢの場合、コージェネレーション装置１１の出力を１０００ｋＷから８００ｋＷに抑制すると、発電コストが６．０円／ｋＷｈから７．０円／ｋＷｈに上昇し、売電単価が４．０円／ｋＷｈであるとする。
--Case B: Small heat demand--
In case B where the heat demand is small, if the output of the
この場合、出力抑制の効果（例えば１４時間）は、（１０００ｋＷ×６．０円／ｋＷｈ−８００ｋＷ×７．０円／ｋＷｈ）×１４ｈ＝５６００円であり、一方、売電による効果は、４円／ｋＷｈ×２００ｋＷ×１４ｈ＝１１２００円である。このことから、売電をした方が効率的である。 In this case, the output suppression effect (for example, 14 hours) is (1000 kW × 6.0 yen / kWh−800 kW × 7.0 yen / kWh) × 14h = 5600 yen, while the effect of power sale is 4 Yen / kWh × 200 kW × 14h = 11,200 yen. For this reason, it is more efficient to sell electricity.
＜昼間の当日の処理（電量不足の一例）＞
電力管理装置１３は、当日の電力需要の実測値と、計画値（＝市場から買電した系統電力量＋コージェネレーション装置１１の運転計画）とを比較し、実測値が多い場合、コージェネレーション装置１１の出力を増加させる（図６のステップＳ２５）。
<Daytime day treatment (an example of insufficient electricity)>
The
ここで、予測需要電力５０００ｋＷとした運転計画が立てられており、その内訳は、相対契約分１０００ｋＷ，電力市場からの調達分２０００ｋＷ，コージェネレーション装置１１の発電電力２０００ｋＷであったとする。コージェネレーション装置１１は定格運転を行っており、これ以上の出力増加はできない。
Here, it is assumed that an operation plan with a predicted demand power of 5000 kW is set, and the breakdown is 1000 kW for the relative contract, 2000 kW for procurement from the power market, and 2000 kW of the generated power of the
このとき当日需要の実測値が５３００ｋＷであったとすると、電力管理装置１３は、負荷削減制御を行うか、違約金（補償用電力料金）を支払って買電するか、のいずれかを選択する。
At this time, if the measured value of the demand on the day is 5300 kW, the
例えば、違約金が６０円／ｋＷｈであったとする。この場合、違約金を支払ったときの損失（例えば１０時間）は、３００ｋＷ×１０ｈ×６０円／ｋＷｈ＝１８０００円である。従って、１８０００円を支払って買電した方が得か、あるいは、３００ｋＷｈ分の電力を削減した方が得かを判断して、不足電力に対する対応を行う。 For example, assume that the penalty is 60 yen / kWh. In this case, the loss (for example, 10 hours) when the penalty is paid is 300 kW × 10 h × 60 yen / kWh = 18000 yen. Therefore, it is determined whether it is better to pay 18,000 yen to purchase the power or to reduce the power of 300 kWh and take measures against the insufficient power.
＜処理手順の具体例２＞
電力管理装置１３の処理手順の具体例として、具体例２を説明する。具体例２は、予測電力需要の確率分布を正規分布に設定、コージェネレーション装置１１の故障確率を考慮、負荷率に応じた部分負荷運転コストなど、より現実に近いものとする。
<Specific example 2 of processing procedure>
A specific example 2 will be described as a specific example of the processing procedure of the
（運転計画の作成処理 具体例２）
需要家５は、定格出力（定格発電容量）が１０００ｋＷ，排熱量が２０００Ｍｃａｌ，故障確率３％のコージェネレーション装置１１を２個用いているとする。また、需要家５は長期相対契約により常時１０００ｋＷの系統電力を購入しているものとする。
(Operation plan creation process, specific example 2)
Assume that the
需要家５の対象日（Ｘ月Ｙ日）における予測電力需要は、図１２に示すようになっているものとする。すなわち、入札単位時間ごとに予測電力需要の確率分布が正規分布によって設定されているものとする。夜間のある時間の予測電力需要は平均値２２００ｋＷ，標準偏差１５０ｋＷであり、昼間のある時間の予測電力需要は平均値４５００ｋＷ，標準偏差２５０ｋＷである。
It is assumed that the predicted power demand on the target date (X month Y day) of the
故障確率は各３％であるため、コージェネレーション装置１１の供給力の分布は、０ｋＷ（０．０９％）、１０００ｋＷ（５．８２％）、２０００ｋＷ（９４．０９％）となる。
Since each failure probability is 3%, the distribution of the supply power of the
また、需要家５の対象日（Ｘ月Ｙ日）における予測熱需要は、図１３に示すようになっているものとする。すなわち、熱需要一日平均の確率分布は、平均値３５００Ｍｃａｌ，標準偏差２５０Ｍｃａｌの正規分布により設定されているものとする。このような予測熱需要に対する供給熱量の確保には様々な考え方はあるが、この具体例２では、平均値＋標準偏差×２＝４０００Ｍｃａｌの熱量を毎時間確保するものとする。
Further, it is assumed that the predicted heat demand of the
一端;力管理装置１３は、入札単位時間ごとに運転計画及び応札戦略を作成するものであるが、この具体例２では、図１２に示した夜間の一例および昼間の一例について説明する。
One end; the
コージェネレーション装置１１の運転コストは次のように算出する。
The operating cost of the
一般的に発電機は、定格運転時よりも部分負荷運転時（定格運転よりも低い出力とする運転）の方が、発電効率が悪くなるため燃料費が増大する。定格運転時を１００％とした、部分負荷運転時の発電効率低下率は、図１４のようになっているものとする。このように連続的に変化する発電効率に応じて、コージェネレーション装置１１の燃料費も変化することから、電力管理装置１３は、負荷率に応じた燃料費を算出する。例えば、２０００ｋＷ、１３００ｋＷで運転する場合には、燃料費は次のようになる。
・２０００ｋＷ（定格運転） ：燃料費 ８．０円／ｋＷｈ
・１３００ｋＷ（部分負荷運転）：燃料費 ８．４円／ｋＷｈ
In general, a generator has a fuel cost that increases during a partial load operation (an operation with a lower output than the rated operation) rather than during a rated operation because the power generation efficiency deteriorates. Assume that the rate of reduction in power generation efficiency during partial load operation with the rated operation as 100% is as shown in FIG. Since the fuel cost of the
・ 2000 kW (rated operation): Fuel cost 8.0 yen / kWh
・ 1300kW (partial load operation): Fuel cost 8.4 yen / kWh
また、一般的に発電機の排熱メリットは、熱需要によって異なるため、電力管理装置１３は、熱需要の変化に応じたコストメリットを算出する。一般的に部分負荷時には排熱が小さくなり排熱メリットが減少するが、具体例２ではモデルの簡素化のため、以下のように排熱メリットを一定とする。
・排熱メリット２．０円／ｋＷｈ
In general, since the exhaust heat merit of the generator varies depending on the heat demand, the
・ Exhaust heat merit 2.0 yen / kWh
電力管理装置１３は、以上の情報から、コージェネレーション装置１１のケース別運転コストを算出する。例えば、２０００ｋＷ、１３００ｋＷで運転する場合の運転コストは、次のようになる。
・２０００ｋＷ（定格運転）の場合
運転コスト＝６．０円／ｋＷｈ
＝燃料費８．０円／ｋＷｈ − 排熱メリット２．０円／ｋＷｈ
・１３００ｋＷ（部分負荷運転）の場合
運転コスト＝６．４円／ｋＷｈ
＝燃料費８．４円／ｋＷｈ − 排熱メリット２．０円／ｋＷｈ
The
・ In the case of 2000 kW (rated operation) Operating cost = 6.0 yen / kWh
= Fuel cost 8.0 yen / kWh-Waste heat merit 2.0 yen / kWh
・ In the case of 1300 kW (partial load operation) Operating cost = 6.4 yen / kWh
= Fuel cost 8.4 yen / kWh-Waste heat merit 2.0 yen / kWh
また、対象日（Ｘ月Ｙ）当日に、電力不足が生じた場合の違約金（補償用電力価格）および、電力余剰が生じた場合の売電価格は以下の通りとする。
・違約金（補償用電力価格）＝６０．０円／ｋＷｈ
・当日売電価格 ＝４．０円／ｋＷｈ
Also, the penalty (power price for compensation) when power shortage occurs on the day of the target date (X month Y) and the power selling price when power surplus occurs are as follows.
-Penalty (compensation power price) = 60.0 yen / kWh
・ Selling price on the day = 4.0 yen / kWh
電力管理装置１３は、以上のようなコージェネレーション装置１１の運転コスト、違約金、当日売電価格等に基づき、対象日（Ｘ月Ｙ日）について、次のような運転計画及び応札戦略を作成する。
The
＜夜間運転計画及び応札戦略＞
予測電力需要は平均値２２００ｋＷ、標準偏差１５０ｋＷの正規分布であり、長期相対契約による購入電力は１０００ｋＷであるため、電力市場からの調達またはコージェネレーション装置１１の運転が必要となる電力は、平均値１２００ｋＷ，標準偏差１５０ｋＷの正規分布となる。
<Night driving plan and bidding strategy>
The predicted power demand has a normal distribution with an average value of 2200 kW and a standard deviation of 150 kW, and the purchased power based on the long-term relative contract is 1000 kW. Therefore, the power required to procure from the power market or operate the
また、コージェネレーション装置１１の故障確率は各３％であり、故障時には故障した分の電力を電力市場から調達する必要がある。
Moreover, the failure probability of the
以上より、上記予測電力需要の時にコージェネレーション装置１１（故障確率を考慮）を定格運転した場合、電力市場から調達する必要がある電力、すなわち、不足電力の確率分布は、図１５のようになる。ここで、不足電力が負の場合は余剰電力を表し、電力市場への売却が可能であることを意味する。 From the above, when the cogeneration device 11 (considering the failure probability) is rated at the time of the predicted power demand, the power that needs to be procured from the power market, that is, the probability distribution of insufficient power is as shown in FIG. . Here, when the power shortage is negative, it represents surplus power, which means that it can be sold to the power market.
定格運転時の運転コストは６．００円／ｋＷｈであるから、電力市場の約定価格（落札価格）が５．９９円／ｋＷｈ以下の場合、電力市場から調達する方がコージェネレーション装置１１を運転するよりも経済的である。さらに、予測電力需要の確率分布から、電力不足リスク（高額な違約金）や電力余剰リスク（買い過ぎ）を考慮して、最適な応札戦略を策定する。
The operating cost during rated operation is 6.00 yen / kWh, so if the contract price (successful bid price) of the electric power market is 5.99 yen / kWh or less, the one procured from the electric power market will operate the
電力市場の約定価格が６．０１円／ｋＷｈ以上の場合、電力市場に売電することにより利益が生じるため、コージェネレーション装置１１を定格運転し、余剰分を電力市場へ売却することを基本に応札戦略を策定する。ただし、コージェネレーション装置１１の故障リスクや、電力不足リスク、電力余剰リスクなどを考慮した応札戦略が必要となる。
If the contract price in the electric power market is 6.01 yen / kWh or more, profits will be generated by selling power to the electric power market. Therefore, the
これらのリスクを考慮した応札戦略は、期待値計算に基づく次のような方法で策定できる。 Bidding strategies that take these risks into account can be formulated in the following manner based on expected value calculations.
（１）電力需要の確率分布、コージェネレーション装置の定格容量、応札量、応札価格、並びに、図１６に示すような価格パラメータ（コージェネレーション装置の運転コスト（部分負荷運転効率を反映）、違約金、売電価格）等のデータから負荷を駆動するための電力コスト期待値を算出する。コージェネレーション装置定格容量（供給力）は故障台数により変化するため、故障台数別に期待値を算出する。 (1) Probability distribution of power demand, rated capacity of cogeneration equipment, bidding amount, bidding price, and price parameters as shown in FIG. 16 (cogeneration equipment operating cost (reflecting partial load operating efficiency), penalty The power cost expected value for driving the load is calculated from the data such as (power selling price). Since the rated capacity (supply capacity) of the cogeneration system varies depending on the number of failures, the expected value is calculated for each number of failures.
（２）応札量をパラメータとして変化させ、各応札量に対する電力コスト期待値を故障台数別に算出すると、図１７に示すようなグラフが作成できる。 (2) If the bidding amount is changed as a parameter and the expected power cost value for each bidding amount is calculated for each number of faults, a graph as shown in FIG. 17 can be created.
（３）これらの故障台数別期待値と故障確率とから、次のように電力コストの総合期待値が算出できる。 (3) The total expected value of power cost can be calculated from the expected value for each number of failures and the failure probability as follows.
電力コストの総合期待値＝ ０台故障時の電力コスト期待値×０台故障確率
＋１台故障時の電力コスト期待値×１台故障確率
＋２台故障時の電力コスト期待値×２台故障確率
Total expected value of power cost = Expected power cost at the time of 0 unit failure x 0 unit failure probability
+1 unit power cost expected value in case of failure x 1 unit failure probability
+ Expected power cost at the time of 2 unit failure x 2 unit failure probability
これにより、図１８に示すように、応札量に対する電力コストの総合期待値のグラフが作成できる。最も安価となる応札量を選択することにより、ある応札価格における最適応札量が決定できる。 Thereby, as shown in FIG. 18, the graph of the total expected value of the power cost with respect to the bid amount can be created. By selecting the lowest bidding price, the optimal bidding price at a certain bidding price can be determined.
（４）次に応札価格をバラメータとして変化させ、各応札価格における最適応札量をそれぞれ決定してゆくことで、最適な応札戦略が策定できる。 (4) Next, by changing the bidding price as a parameter and determining the optimal bidding amount for each bidding price, the optimal bidding strategy can be formulated.
約定価格は５円／ｋＷｈ〜１５円／ｋＷｈの間で決まるものとすると、応札戦略は次のようになる。 If the contract price is determined between 5 yen / kWh and 15 yen / kWh, the bidding strategy is as follows.
電力不足時の違約金が高額であるため、コージェネレーション装置１１の故障リスクを考慮すると、多めに電力を確保する戦略が最適であることが分かる。
Since the penalty for power shortage is high, considering the failure risk of the
＜昼間運転計画及び応札戦略＞
予測電力需要は、平均値４５００ｋＷ，標準偏差２５０ｋＷの正規分布であり、長期相対契約による購入電力は１０００ｋＷであるため、電力市場からの調達またはコージェネレーション装置１１の運転が必要となる電力は、平均値３５００ｋＷ，標準偏差２５０ｋＷの正規分布となる。
<Daytime driving plan and bidding strategy>
The predicted power demand is a normal distribution with an average value of 4500 kW and a standard deviation of 250 kW, and the purchased power based on the long-term relative contract is 1000 kW. Therefore, the power required for procurement from the power market or the operation of the
また、コージェネレーション装置１１の故障確率は各３％であり、故障時には故障した分の電力を電力市場から調達する必要がある。
Moreover, the failure probability of the
以上より、上記予測電力需要の時にコージェネレーション装置１１（故障確率を考慮）を定格運転した場合、電力市場から調達する必要がある電力、すなわち、不足電力の確率分布は図１９のようになる。ここで、不足電力は全て正であることから、余剰電力は無く、電力市場への売却はできない。 As described above, when the cogeneration apparatus 11 (considering the failure probability) is rated at the time of the predicted power demand, the power distribution that needs to be procured from the power market, that is, the probability distribution of the insufficient power is as shown in FIG. Here, since all the shortage power is positive, there is no surplus power and it cannot be sold to the power market.
定格運転時の運転コストは６．００円／ｋＷｈであることから、電力市場の約定価格（落札価格）が５．９９円／ｋＷｈ以下の場合、電力市場から調達する方がコージェネレーション装置１１を運転するよりも経済的である。さらに、予測電力需要の確率分布から、電力不足リスク（高額な違約金）や電力余剰リスク（買い過ぎ）を考慮して、最適な応札戦略を策定する。
Since the operating cost at rated operation is 6.00 yen / kWh, if the contract price (successful bid price) of the electric power market is 5.99 yen / kWh or less, it is better to procure the
電力市場の約定価格が６．０１／ｋＷｈ以上の場合、コージェネレーション装置１１を定格運転し、不足分を電力市場から調達する方が経済的である。この場合も、電力不足リスクや電力余剰リスクを考慮して、最適な応札戦略を策定する。
When the contract price in the electric power market is 6.01 / kWh or more, it is more economical to operate the
約定価格は５円／ｋＷｈ〜１５円／ｋＷｈの間で決まるものとし、夜間の例と同様の方法により最適な応札戦略を策定すると、次のようになる。 The contract price is determined between 5 yen / kWh and 15 yen / kWh, and when an optimal bidding strategy is formulated by the same method as in the night example, it is as follows.
（当日の処理 具体例２）
電力管理装置１３は、当日需要の実測値と、計画値（＝市場から買電した系統電力＋コージェネレーション装置１１の運転計画）とを比較する。実測値が計画値を上回っているか下回っているか、コージェネレーション装置１１が定格運転しているか休止しているかなどの情報により処理方法を判断する。以下でその具体例を説明する。
(Example of processing on the day)
The
＜夜間の当日処理＞
--コージェネレーション装置定格運転時--
予測電力需要２５００ｋＷとした運転計画が立てられており、その内訳は、相対契約分１０００ｋＷ，電力市場への売電分５００ｋＷ，コージェネレーション装置１１による発電分２０００ｋＷであったとする。また、コージェネレーション装置１１の運転コストは２０００ｋＷ定格運転時が６．０円／ｋＷｈ、１８００ｋＷ部分負荷運転時が６．１円／ｋＷｈであったとし、約定価格９．５円／ｋＷｈ，当日売電価格４．０円／ｋＷｈであったとする。
<Night day processing>
--Cogeneration system rated operation--
It is assumed that an operation plan with a predicted power demand of 2500 kW has been established, and the breakdown is 1000 kW for the relative contract, 500 kW for power sales to the power market, and 2000 kW for power generation by the
このとき、当日需要の実測値が２３００ｋＷであったとすると、電力管理装置１３は、余剰電力売電時の電力コストとコージェネレーション装置の出力抑制時の電力コストとを比較して有利な方を選択する。具体的には次のように計算し、この場合はコージェネレーション装置の出力抑制を選択する。
At this time, if the measured value of the demand on the day is 2300 kW, the
・余剰電力売電時の電力コスト＝６４５０円／ｈ（相対契約分を除く）
運転コスト ＝ ６．０円／ｋＷｈ×２０００ｋＷ＝１２０００円/ｈ
電力市場への売電効果 ＝ ９．５円／ｋＷｈ×▲５００ｋＷ＝▲４７５０円/ｈ
当日売電効果＝ ４．０円／ｋＷｈ×▲２００ｋＷ＝▲８００円/ｈ
・出力抑制時の電力コスト＝６２３０円／ｈ（相対契約分を除く）
運転コスト ＝ ６．１円／ｋＷｈ×１８００ｋＷ＝１０９８０円/ｈ
電力市場への売電効果 ＝ ９．５円／ｋＷｈ×▲５００ｋＷ＝▲４７５０円/ｈ
・ Power cost when surplus power is sold = 6450 yen / h (excluding relative contracts)
Operating cost = 6.0 yen / kWh x 2000 kW = 12000 yen / h
Power sale effect on the electricity market = 9.5 yen / kWh x 500 kW = 4750 yen / h
Power sale effect on the day = 4.0 yen / kWh × ▲ 200 kW = ▲ 800 yen / h
・ Electric power cost when output is suppressed = 6230 yen / h (excluding relative contracts)
Operating cost = 6.1 yen / kWh x 1800 kW = 10980 yen / h
Power sale effect on the electricity market = 9.5 yen / kWh x 500 kW = 4750 yen / h
--コージェネレーション装置休止時--
予測電力需要２５００ｋＷとした運転計画が立てられており、その内訳は、相対契約分１０００ｋＷ，電力市場からの調達分１５００ｋＷ，コージェネレーション装置の発電量０ｋＷであったとする。
--When cogeneration equipment is inactive--
It is assumed that an operation plan with a predicted power demand of 2500 kW is established, and the breakdown is 1000 kW for the relative contract, 1500 kW for procurement from the power market, and 0 kW of power generated by the cogeneration system.
このとき、当日需要の実測値が２３００ｋＷであったとすると、電力管理装置１３は、余剰電力の売電を選択する。コージェネレーション装置１１は休止時のため、出力抑制を選択することはできない。
At this time, if the measured value of the demand on the day is 2300 kW, the
＜昼間の当日処理＞
--定格運転時--
予測電力需要４０００ｋＷとした運転計画が立てられており、その内訳は、相対契約分１０００ｋＷ，電力市場からの調達分１０００ｋＷ，コージェネレーション装置１１の発電分２０００ｋＷであったとする。
<Daytime day treatment>
--During rated operation--
It is assumed that an operation plan with a predicted power demand of 4000 kW is established, and the breakdown is 1000 kW for the relative contract, 1000 kW for procurement from the power market, and 2000 kW for the power generation of the
このとき、当日需要の実測値が４５００ｋＷであったとすると、電力管理装置１３は、負荷削減制御処理を行うか、違約金（補償用電力料金）を支払って買電するか、のいずれかを選択する。コージェネレーション装置１１は定格運転時のため、出力増加を選択することはできない。
At this time, if the measured value of the demand on the day is 4500 kW, the
--休止時--
予測電力需要４５００ｋＷとした運転計画が立てられており、その内訳は、相対契約分１０００ｋＷ，電力市場からの調達分３５００ｋＷ，コージェネレーション装置１１の発電分０ｋＷであったとする。また、コージェネレーション装置１１の発電コスト（５００ｋＷ）が６．７円／ｋＷｈ，約定価格５．５円／ｋＷｈ，違約金（補償用電力価格）６０．０円／ｋＷｈであったとする。
--During sleep--
It is assumed that an operation plan with a predicted power demand of 4500 kW is made, and the breakdown is 1000 kW for the relative contract, 3500 kW for procurement from the power market, and 0 kW for the power generation of the
このとき、当日需要の実測値が５０００ｋＷであったとすると、電力管理装置１３は、補償用電力購入時の電力コストとコージェネレーション装置の出力増加時の電力コストとを比較して有利な方を選択する。具体的には次のように計算し、この場合は出力増加を選択する。
At this time, if the measured value of the demand on the day is 5000 kW, the
・補償用電力購入時の電力コスト＝４９２５０円／ｈ（相対契約分を除く）
市場調達コスト ＝５．５円／ｋＷｈ×３５００ｋＷ＝１９２５０円/ｈ
違約金 ＝６０．０円／ｋＷｈ×５００ｋＷ＝３００００円/ｈ
・出力増加時の電力コスト＝２２６００円／ｈ（相対契約分を除く）
市場調達コスト ＝５．５円／ｋＷｈ×３５００ｋＷ＝１９２５０円/ｈ
運転コスト ＝６．７円／ｋＷｈ× ５００ｋＷ＝ ３３５０円/ｈ
・ Power cost when purchasing power for compensation = 49250 yen / h (excluding relative contract)
Market procurement cost = 5.5 yen / kWh x 3500 kW = 19250 yen / h
Penalty = 60.0 yen / kWh x 500kW = 30000 yen / h
・ Power cost when output increases = 22600 yen / h (excluding relative contracts)
Market procurement cost = 5.5 yen / kWh x 3500 kW = 19250 yen / h
Operating cost = 6.7 yen / kWh x 500 kW = 3350 yen / h
＜他の電力システムの構成＞
つぎに、図２０を参照して、電力システムの他の構成例について説明をする。
<Configuration of other power systems>
Next, another configuration example of the power system will be described with reference to FIG.
電力システム１では、自己が有するコージェネレーション装置で発電した電力及び電力取引所で売買する電力によって電力需要をまかなう需要家に限定して説明をしたが、個々の需要家の代わりに、複数の分散電源を統括して管理・運用する特定規模電気事業者（ＰＰＳ、Power Producer and Supplies）がエネルギー調達の代行業者として含まれる構成であっても本発明の実現は可能である。なお、図２０に示す電力システム５０は、図１に示す電力システム１に、コージェネレーション装置を有する複数の需要家により発電された電力を管理・運用する特定規模電気事業者５１を追加した場合の構成例である。また、以下の説明では、電力システム１と同じ構成要素には図１と同様の番号を付し、詳細な説明を省略する。
In the
電力システム５０は、図２０に示すように、発電所２等により発電された電力を、送電系統３を介して、家庭、工場又はビルのような需要家４，５，５２-１〜５２-ｎに対して送電するシステムである。
As shown in FIG. 20, the
特定規模電気事業者５１は、図２１に示すように、コージェネレーション装置１１と、負荷１２とから構成される需要家５２が複数含まれており、送電系統３に接続されている各コージェネレーション装置１１-１〜１１-ｎと各負荷１２-１〜１２-ｎとを総合的に管理する電力管理装置１３とから構成される。なお、図２１は、情報の送受信を行う線路を点線で示し、電力の供給を行う線路を実線で示す。
As shown in FIG. 21, the specific-scale
特定規模電気事業者５１は、電力管理装置１３の管理にしたがって、例えば、需要家５２-１が備えるコージェネレーション装置１１-１により発電された発電電力のうち、負荷１２-１により消費されない余剰電力を、送電系統３を介して、他の需要家４，５，５２-２〜５２-ｎに供給（売電）することが可能である。
The specific-scale
また、需要家５２-１は、コージェネレーション装置１１-１と負荷１２-１とを備え、需要家５２-２は、コージェネレーション装置１１-２と負荷１２-２とを備え、需要家５２-ｎは、コージェネレーション装置１１-ｎと負荷１２-ｎとを備える。なお、特定規模電気事業者５１と各需要家５２-１〜５２-ｎとの間では、プロバイダ契約が結ばれており、特定規模電気事業者５１は、エネルギー調達の全てを代行し、各需要家５２-１〜５２-ｎは、電気及び排熱を特定規模電気事業者５１から購入する形態となっている。
Further, the consumer 52-1 includes a cogeneration device 11-1 and a load 12-1, and the customer 52-2 includes a cogeneration device 11-2 and a load 12-2. n includes a cogeneration apparatus 11-n and a load 12-n. In addition, the provider contract is concluded between the specific scale
各負荷１２-１〜１２-ｎは、対応するコージェネレーション装置１１-１〜１１-ｎにより発電された発電電力及び、送電系統３に接続されている他のコージェネレーション装置１１，１１-１〜１１-ｎから供給（買電）された発電電力を消費して動作する。また、各負荷１２-１〜１２-ｎは、電力会社等から買電することにより、送電系統３から供給される系統電力を消費して動作する。
Each of the loads 12-1 to 12-n includes generated power generated by the corresponding cogeneration devices 11-1 to 11-n and
電力管理装置１３は、電力取引所への応札計画の策定・応札と、プロバイダ契約を結んでいる需要家の全てのコージェネレーション装置１１-１〜１１-ｎの運転制御を、電力コスト最小化の視点から総合的に行う。また、電力管理装置１３は、プロバイダ契約を結んでいる需要家の全ての負荷１２-１〜１２-ｎの抑制制御も総合的に行う。
The
また、予測部２１と、応札部２２と、当日運用部２３とから構成される電力管理装置１３は、例えば、予測部２１と当日運用部２３とによる動作を各需要家５２-１〜５２-ｎに行わせ、応札部２２による動作を特定規模電気事業者５１に行わせる構成であっても良い。このような構成の場合には、電力取引所に入札情報を送信し、電力取引所から落札情報を取得する役割を特定規模電気事業者５１に委ねることができる。また、このような構成の場合には、発電容量、故障率、発電単価等がそれぞれ異なるコージェネレーション装置の運用・制御を各需要家５２-１〜５２-ｎに委ねることができる。
In addition, the
このようにして、本発明では、自己が有するコージェネレーション装置で発電した電力及び電力取引所で売買する電力によって電力需要をまかなう需要家４，５、及び個々の需要家の代わりに複数の分散電源を統括して管理・運用する特定規模電気事業者５１において、電力コストを最小化する電力取引及びコージェネレーション装置の運用管理を行うので、人間の判断のみでは困難であるコスト最小の電力運用管理を、日々の応札を確実に行えるほど短時間に計算し、簡易に実施することができる。
In this way, according to the present invention, the
１ 電力システム、２ 発電所、３ 送電系統、４,５ 需要家、１１ コージェネレーション装置、１２ 負荷、１３ 電力管理装置
DESCRIPTION OF
Claims (8)
上記需要家の消費電力量を予測し、
上記コージェネレーション装置の電力供給能力量及び発電コストを算出し、
電力取引所での電力取引価格を予測し、
上記需要家への電力の供給を最小のコストで行えるように、電力取引所での売買電力の応札量及び価格並びにコージェネレーション装置の発電量を、予測した消費電力量、予測した発電コスト及び予測した電力取引所での電力取引価格に基づき計算し、
計算結果に基づいた売買電力の応札量及び価格を電力取引所に送信することによって応札し、
電力取引所からの落札結果を受信し、
受信した落札結果に応じて、上記コージェネレーション装置の運転計画を策定し、
実際の上記需要家の電力需要に応じて、上記コージェネレーション装置の運転の修正処理、系統への売買電処理若しくは需要家の負荷の制御処理、又は、これらの処理の組み合わせの処理を行うこと
を特徴とする電力管理方法。 Energy procurement that manages and operates multiple distributed power sources on behalf of individual customers and / or individual customers who meet the power demand with the power generated by their own cogeneration equipment and the power sold at the power exchange. In the power management method applied to the agent,
Predict the power consumption of the above consumers,
Calculate the power supply capacity and power generation cost of the cogeneration system,
Predict the price of electricity trading at the power exchange,
In order to be able to supply power to the above customers at the lowest cost, the bid amount and price of purchased and sold power at the power exchange, and the power generation amount of the cogeneration system, the predicted power consumption, the predicted power generation cost and the prediction Calculated based on the price of electricity traded at
Bid by sending the bid amount and price of trading power based on the calculation result to the power exchange,
Receive successful bid results from the power exchange,
Based on the successful bid result received, formulate an operation plan for the above cogeneration system,
Depending on the actual power demand of the customer, the correction processing of the cogeneration device operation, the processing of buying and selling power to the system or the load control of the customer, or the combination of these processes A featured power management method.
上記需要家の消費電力量を予測し、
上記コージェネレーション装置の電力供給能力量及び発電コストを算出し、
電力取引所での電力取引価格を予測し、
予測した消費電力量から予め価格が決まっている系統電力の購入電力分を差し引いた電力量を計算し、
上記需要家への電力の供給を最小のコストで行えるように、電力取引所での売買電力の応札量及び価格並びにコージェネレーション装置の発電量を、予測した消費電力量、予測した発電コスト及び予測した電力取引所での電力取引価格に基づき計算し、
計算結果に基づいた売買電力の応札量及び価格を電力取引所に送信することによって応札し、
電力取引所からの落札結果を受信し、
受信した落札結果に応じて、上記コージェネレーション装置の運転計画を策定し、
実際の上記需要家の電力需要に応じて、上記コージェネレーション装置の運転の修正処理、系統への売買電処理若しくは需要家の負荷の制御処理、又は、これらの処理の組み合わせの処理を行うこと
を特徴とする電力管理方法。 Multiple distributed power sources instead of individual consumers, and / or customers who can meet the power demand by using grid power whose price is determined in advance, power generated by its own cogeneration equipment and power purchased and sold at the power exchange In the power management method applied to the energy procurement agent that manages and operates in an integrated manner,
Predict the power consumption of the above consumers,
Calculate the power supply capacity and power generation cost of the cogeneration system,
Predict the price of electricity trading at the power exchange,
Calculate the power consumption by subtracting the purchased power of the grid power whose price is determined in advance from the predicted power consumption,
In order to be able to supply power to the above customers at the lowest cost, the bid amount and price of purchased and sold power at the power exchange, and the power generation amount of the cogeneration system, the predicted power consumption, the predicted power generation cost and the prediction Calculated based on the price of electricity traded at
Bid by sending the bid amount and price of trading power based on the calculation result to the power exchange,
Receive successful bid results from the power exchange,
Based on the successful bid result received, formulate an operation plan for the above cogeneration system,
Depending on the actual power demand of the customer, the correction processing of the cogeneration device operation, the processing of buying and selling power to the system or the load control of the customer, or the combination of these processes A featured power management method.
上記需要家の熱需要を予測し、
予測した熱需要の排熱利用価値を電力量料金割引価値に換算し、
換算した電力料金割引価値と上記発電コストとを比較して、コージェネレーション装置の排熱メリットを含んだ発電コストを算出し、
電力取引所での売買電力の応札量及び価格並びにコージェネレーション装置の発電量を、予測した消費電力量、コージェネレーション装置の排熱メリットを含んだ発電コスト及び予測した電力取引所での電力取引価格に基づき計算すること
を特徴とする電力管理方法。 The power management method according to claim 2,
Predict the heat demand of the above customers,
Convert the estimated waste heat utilization value of the heat demand into the electricity charge discount value,
Compare the converted electricity price discount value with the above power generation cost, and calculate the power generation cost including the waste heat merit of the cogeneration system,
Bidding volume and price of power purchased and sold on the power exchange, and power generation cost including cogeneration equipment's power generation amount, power generation cost including cogeneration equipment's waste heat merit, and power trading price on the power exchange Power management method characterized by calculating based on
上記需要家の消費電力量及び熱需要を、確率分布に基づき予測すること
を特徴とする電力管理方法。 A power management method according to claim 3, wherein
A power management method characterized by predicting the power consumption and heat demand of the consumer based on a probability distribution.
上記需要家の消費電力量を予測する消費電力予測手段と、
上記コージェネレーション装置の電力供給能力量及び発電コストを算出する電力供給能力量及び発電コスト算出手段と、
電力取引所での電力取引価格を予測する電力取引価格予測手段と、
上記需要家への電力の供給を最小のコストで行えるように、電力取引所での売買電力の応札量及び価格並びにコージェネレーション装置の発電量を、予測した消費電力量、予測した発電コスト及び予測した電力取引所での電力取引価格に基づき計算し、計算結果に基づいた売買電力の応札量及び価格を電力取引所に送信することによって応札し、電力取引所からの落札結果を受信する応札手段と、
受信した落札結果に応じて、上記コージェネレーション装置の運転計画を策定する運転計画策定手段と、
実際の上記需要家の電力需要に応じて、上記コージェネレーション装置の運転の修正処理、系統への売買電処理若しくは需要家の負荷の制御処理、又は、これらの処理の組み合わせの処理を行う当日処理手段と
を備えることを特徴とする電力管理システム。 Energy procurement that manages and operates multiple distributed power sources on behalf of individual customers and / or individual customers who meet the power demand with the power generated by their own cogeneration equipment and the power sold at the power exchange. In the power management system applied to the agency,
Power consumption prediction means for predicting the power consumption of the consumer;
A power supply capacity amount and power generation cost calculation means for calculating the power supply capacity amount and power generation cost of the cogeneration apparatus;
A power transaction price prediction means for predicting a power transaction price at a power exchange;
In order to be able to supply power to the above customers at the lowest cost, the bid amount and price of purchased and sold power at the power exchange, and the power generation amount of the cogeneration system, the predicted power consumption, the predicted power generation cost and the prediction Bidding means to calculate based on the price of electricity traded at the power exchange, and to bid by sending the bidding amount and price of the trading power based on the calculation result to the power exchange and to receive the successful bid result from the power exchange When,
According to the received successful bid result, an operation plan formulating means for formulating an operation plan for the cogeneration device,
Depending on the actual power demand of the customer, on-day processing for correcting the operation of the cogeneration device, processing for buying and selling power to the system or controlling the load on the customer, or processing of a combination of these processes A power management system comprising: means.
上記需要家の消費電力量を予測する消費電力予測手段と、
上記コージェネレーション装置の電力供給能力量及び発電コストを算出する電力供給能力量及び発電コスト算出手段と、
電力取引所での電力取引価格を予測する電力取引価格予測手段と、
予測した消費電力量から予め価格が決まっている系統電力の購入電力分を差し引いた電力量を計算し、上記需要家への電力の供給を最小のコストで行えるように、電力取引所での売買電力の応札量及び価格並びにコージェネレーション装置の発電量を、予測した消費電力量、予測した発電コスト及び予測した電力取引所での電力取引価格に基づき計算し、計算結果に基づいた売買電力の応札量及び価格を電力取引所に送信することによって応札し、電力取引所からの落札結果を受信する応札手段と、
受信した落札結果に応じて、上記コージェネレーション装置の運転計画を策定する運転計画策定手段と、
実際の上記需要家の電力需要に応じて、上記コージェネレーション装置の運転の修正処理、系統への売買電処理若しくは需要家の負荷の制御処理、又は、これらの処理の組み合わせの処理を行う当日処理手段と
を特徴とする電力管理システム。 Multiple distributed power sources instead of individual consumers, and / or customers who can meet the power demand by using grid power whose price is determined in advance, power generated by the cogeneration equipment they own, and power bought and sold at the power exchange In the power management system applied to the energy procurement agent that manages and operates in an integrated manner,
Power consumption prediction means for predicting the power consumption of the consumer;
A power supply capacity amount and power generation cost calculation means for calculating the power supply capacity amount and power generation cost of the cogeneration apparatus;
A power transaction price prediction means for predicting a power transaction price at a power exchange;
Calculate the amount of power obtained by subtracting the purchased power of the grid power whose price has been determined in advance from the predicted amount of power consumption, and buy and sell at the power exchange so that power can be supplied to the above consumers at the minimum cost. The bid amount and price of power and the power generation amount of the cogeneration system are calculated based on the predicted power consumption, the predicted power generation cost, and the predicted power transaction price at the power exchange, and the bid for the purchased and sold power based on the calculation result Bidding means for bidding by sending the quantity and price to the power exchange and receiving the successful bid result from the power exchange;
According to the received successful bid result, an operation plan formulating means for formulating an operation plan for the cogeneration device,
Depending on the actual power demand of the customer, on-day processing for correcting the operation of the cogeneration device, processing for buying and selling power to the system or controlling the load on the customer, or processing of a combination of these processes A power management system characterized by:
上記需要家の熱需要を予測する熱需要予測手段と、
予測した熱需要の排熱利用価値を電力量料金割引価値に換算し、換算した電力料金割引価値と上記発電コストとを比較して、コージェネレーション装置の排熱メリットを含んだ発電コストを算出する発電コスト補正手段とをさらに備え、
上記応札手段は、電力取引所での売買電力の応札量及び価格並びにコージェネレーション装置の発電量を、予測した消費電力量、コージェネレーション装置の排熱メリットを含んだ発電コスト及び予測した電力取引所での電力取引価格に基づき計算する
ことを特徴とする電力管理システム。 The power management system according to claim 6,
A heat demand prediction means for predicting the heat demand of the consumer;
Convert the estimated waste heat utilization value of the heat demand into the electricity charge discount value, and compare the converted electricity charge discount value with the above power generation cost to calculate the power generation cost including the waste heat merit of the cogeneration system A power generation cost correction means,
The above bidding means includes the bidding amount and price of the power purchased and sold at the power exchange, the power generation amount of the cogeneration device, the predicted power consumption, the power generation cost including the waste heat merit of the cogeneration device, and the predicted power exchange A power management system characterized by calculation based on the electricity transaction price at
上記消費電力予測手段は、上記需要家の消費電力量を確率分布に基づき予測し、
上記熱需要予測手段は、上記需要家の熱需要を確率分布に基づき予測する
ことを特徴とする電力管理システム。 The power management system according to claim 7,
The power consumption prediction means predicts the consumer's power consumption based on a probability distribution,
The power demand prediction unit predicts the heat demand of the consumer based on a probability distribution.
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