JP2017050972A - 発電計画作成装置、発電計画作成プログラム及び発電計画作成方法 - Google Patents

Abstract

【課題】再生可能エネルギーを利用した発電設備の出力の不確定性を考慮しつつ、利用者によらず一義的に最適な発電計画を提示することのできる技術を提供する。【解決手段】発電計画作成装置１において、負荷予測部１１は、電力系統内の負荷電力を予測し、再生可能利用発電電力予測部１２は、再生可能エネルギー利用発電設備３の発電電力を予測する。供給電力シナリオ作成部１７は、負荷電力及び再生可能利用発電電力の予測値と実績値の予測誤差を用いて電力シナリオを複数とおり作成する。発電計画算出部１８は、複数とおりの電力シナリオのそれぞれに対して発電計画を作成する。発電計画評価部２０は、発電計画算出部１８が作成した発電計画に基づき複数台の内燃力発電設備２のそれぞれが複数とおりの電力シナリオをどの程度充足するかを判定して、複数台の内燃力発電設備２の中から起動させるべき内燃力発電設備２を決定して最適な発電計画を算出する。【選択図】図２

Description

本発明は、太陽光発電設備や風力発電設備等の再生可能エネルギーを利用した発電設備を含む電力系統において、内燃力発電設備の発電計画を作成する技術に関する。

近年、環境意識の高まりから、太陽光発電や風力発電等の再生可能エネルギーを利用した発電設備の電力系統への導入が促進されてきている。再生可能エネルギーを利用した発電設備では、その発電量は天候に支配されるため、出力が不安定（不確定）であるという課題がある。

ここで、電力系統においては、発電電力と負荷電力の需給が釣り合っている必要がある。しかし、発電電力が不安定な再生可能エネルギーを利用した発電機を電力系統と連系すると、発電電力と負荷電力の需給バランスが崩れてしまい、電圧変動や周波数変動により、最悪の場合は電力系統が停止してしまう事態に陥る。

上記の電力系統の停止といった事態を避けるため、従来より、再生可能エネルギーを利用した発電設備が連系されていない電力系統において、過去の気象条件から負荷電力の予測を行ってこれを用いて発電機の出力電力の配分を決定する方法が用いられている。これによれば、負荷電力予測値と発電すべき電力が等しくなるよう発電機の出力電力を割り振っている。その際に、燃料コストや起動コスト等の発電機の運用コストが最も小さくなるように各発電機の発電出力の割り振りが行われる。このように、電力の需給バランスを崩して電力系統が停止してしまうといった事態に陥らないようにするために、発電機の運用計画を作成している。

電力系統に再生可能エネルギーを利用した発電設備が連系されている場合であっても、発電計画を作成することの必要性は変わらない。例えば、特許文献１では、再生可能エネルギーを利用した発電設備の発電量の予測誤差を分析して、再生可能エネルギーを利用した発電設備の発電量に対する不確実性をグラフ表示する技術について開示している。かかる技術によれば、利用者は、再生可能エネルギーを用いた発電設備が連系されている電力系統について、発電計画を適切に評価することができる、とされている。

特開２０１２−３４４４４号公報

上記の従来における方法では、作成された発電計画を、利用者が具体的にどのような指標に基づき評価すべきかについては示されていない。すなわち、特許文献１に記載された技術によれば、複数とおりの発電計画に対する評価の指標が提示されないため、利用者によって異なる発電計画が採用される可能性がある。

本発明は、再生可能エネルギーを利用した発電設備を連系する電力系統について発電計画を作成する際に、再生可能エネルギーを利用した発電設備の出力の不確定性を考慮しつつ、利用者によらず一義的に最適な発電計画を提示することのできる技術を提供することを目的とする。

本発明の一態様に係る発電計画作成装置によれば、再生可能エネルギー利用発電設備を含む電力系統において、複数台から構成される内燃力発電設備の発電計画を作成する発電計画作成装置であって、前記電力系統内の負荷電力を予測する負荷予測部と、前記再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力を予測する再生可能利用発電電力予測部と、前記電力系統内の負荷電力及び前記再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力の予測値と実績値の予測誤差を用いて、前記複数台の内燃力発電設備が供給すべき電力を表す電力シナリオを複数とおり作成するシナリオ作成部と、前記複数とおりの電力シナリオのそれぞれに対して前記内燃力発電設備を効率的に起動させるための発電計画を複数作成する発電計画算出部と、前記発電計画算出部が作成した発電計画に基づき前記複数台の内燃力発電設備のそれぞれが前記複数とおりの電力シナリオをどの程度充足するかを判定して、前記複数台の内燃力発電設備の中から起動させるべき内燃力発電設備を決定して最適な発電計画を算出する評価部と、前記評価部で算出された最適な発電計画を出力する発電計画出力部と、を備えることを特徴とする。

本発明の一態様に係る発電計画作成プログラムによれば、再生可能エネルギー利用発電設備を含む電力系統において、複数台から構成される内燃力発電設備の発電計画を作成する発電計画作成処理を情報処理装置に実行させるための発電計画作成プログラムであって、前記電力系統内の負荷電力を予測し、前記再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力を予測し、前記電力系統内の負荷電力及び前記再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力の予測値と実績値の予測誤差を用いて、前記複数台の内燃力発電設備が供給すべき電力を表す電力シナリオを複数とおり作成し、前記複数とおりの電力シナリオのそれぞれに対して前記内燃力発電設備を効率的に起動させるための発電計画を複数作成し、前記作成した発電計画に基づき前記複数台の内燃力発電設備のそれぞれが前記複数とおりの電力シナリオをどの程度充足するかを判定して、前記複数台の内燃力発電設備の中から起動させるべき内燃力発電設備を決定して最適な発電計画を算出し、前記算出された最適な発電計画を出力する、ことを特徴とする。

本発明の一態様に係る発電計画作成方法によれば、再生可能エネルギー利用発電設備を含む電力系統において、複数台から構成される内燃力発電設備の発電計画を作成する発電計画作成方法であって、前記電力系統内の負荷電力を予測し、前記再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力を予測し、前記電力系統内の負荷電力及び前記再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力の予測値と実績値の予測誤差を用いて、前記複数台の内燃力発電設備が供給すべき電力を表す電力シナリオを複数とおり作成し、前記複数とおりの電力シナリオのそれぞれに対して前記内燃力発電設備を効率的に起動させるための発電計画を作成し、前記作成した発電計画に基づき前記複数台の内燃力発電設備のそれぞれが前記複数とおりの電力シナリオをどの程度充足するかを判定して、前記複数台の内燃力発電設備の中から起動させるべき内燃力発電設備を決定して最適な発電計画を算出し、前記算出された最適な発電計画を出力する、ことを特徴とする。

本発明によれば、再生可能エネルギーを利用した発電設備を連系する電力系統について発電計画を作成する際に、再生可能エネルギーを利用した発電設備の出力の不確定性を考慮しつつ、利用者によらず一義的に最適な発電計画を提示することが可能となる。

実施形態に係る発電計画作成装置が適用される電力系統の構成例を示す図である。 実施形態に係る発電計画作成装置の構成図である。 発電計画作成装置による処理フローを示す図である。 負荷電力及び再生可能利用発電電力の予測値を例示する図である。 算出した予測誤差の平均値及び標準偏差を例示する図である。 供給電力のシナリオ作成処理を示したフローチャートである。 シナリオ数が５の場合に作成するシナリオについて説明する図である。 発電計画を作成する際に使用する情報を例示する図である。 作成される発電計画を例示する図である。 最適な発電計画を算出する方法を説明する図である。

以下、本発明の実施の形態について、図面を参照して詳細に説明する。
図１は、本実施形態に係る発電計画作成装置が適用される電力系統の構成例を示す図である。

電力系統は、内燃力発電設備２、再生可能エネルギーを利用した発電設備３及び負荷設備４を有する。図１の構成例においては、内燃力発電設備２はｎａ台から構成され、「Ｇａ^１、Ｇａ^２、…Ｇａ^ｎａ」と記載している。同様に、再生可能エネルギーを利用した発電設備（以下再生可能エネルギー利用発電設備）３は、ｎｂ台から構成され、「Ｇｂ^１、Ｇｂ^２、…Ｇｂ^ｎｂ」と記載し、負荷設備４は、ｎｃ台から構成され、「Ｌ^１、Ｌ^２、…Ｌ^ｎｃ」と記載している。電力系統を構成する各設備の台数ｎａ、ｎｂ、ｎｃは任意である。

内燃力発電設備２は、本実施形態に係る発電計画作成装置１が作成する発電計画の対象となる発電設備であり、出力電力を調整可能である。再生可能エネルギー利用発電設備３は、太陽光発電設備や風力発電設備等がこれに当たる。再生可能エネルギー利用発電設備３の出力電力は、天候に支配されるため、出力が不安定（不確定）である。負荷設備４は、発電設備２、３から供給される電力を消費する。内燃力発電設備２、再生可能エネルギー利用発電設備３及び負荷設備４は、図１においては実線で示す電力ケーブルを介して電力系統に連系されている。また、これらの設備は、図１においては破線で示す通信ケーブルにより、通信ネットワーク１００に接続されている。

通信ネットワーク１００には、電力系統のほか、気象サーバ５、発電計画作成装置１及び需給制御システム６が接続されている。
図１の発電計画作成装置１は、気象サーバ５から気象予報を取得し、再生可能エネルギー利用発電設備３で発生する発電電力と、負荷設備４で消費する電力を予測する。また、発電計画作成装置１は、通信ネットワーク１００を介して発電設備２、３及び負荷設備４の電力計測値（実績値）を取得する。本実施形態に係る発電計画作成装置１は、こうして得られる負荷設備４や再生可能エネルギー発電設備３についての電力の予測値及び実績値を用いて、電力系統の内燃力発電設備２の発電計画を作成する。そして、この中から最適な発電計画を判断し、最適な発電計画を、通信ネットワーク１００を介して需給制御システム６や内燃力発電設備２宛に送信する。

図２は、本実施形態に係る発電計画作成装置１の構成図である。
図２に示すように、本実施形態に係る発電計画作成装置１は、負荷予測部１１、再生可能利用発電電力予測部１２、負荷データベース１３、気象データベース１４、再生可能利用発電電力データベース１５、予測誤差算出部１６、供給電力シナリオ作成部１７、発電計画算出部１８、発電機データベース１９、発電計画評価部２０及び発電計画出力部２１を有する。

負荷予測部１１は、気象予報、負荷設備４の電力の過去の実績値及び過去の気象実績を用いて、負荷電力を予測する。気象予報は、図１の気象サーバ５から通信ネットワーク１００を介して取得する。負荷電力の過去の実績値は、負荷データベース１３に蓄積されている情報を、過去の気象実績は、気象データベース１４に蓄積されている情報をそれぞれ参照する。負荷電力の過去の実績値は、負荷設備４に設置されている図１においては不図示の電力計測装置から通信ネットワーク１００を介して取得し、負荷データベース１３に蓄積する。過去の気象実績は、気象サーバ５から通信ネットワーク１００を介して取得し、気象データベース１４に蓄積する。

負荷電力の予測方法としては、公知の各種の方法を用いることができる。例えば、パターンマッチングを用いて現在の気象予報と類似した過去の気象実績日を抽出し、抽出された日の負荷実績を用いる方法を用いることができる。あるいは、気象実績と負荷実績との関係を、ニューラルネットワークを用いてモデル化し、ニューラルネットワークに現在の気象予報を入力して負荷電力を予測する方法を用いてもよい。負荷予測部１１は、求めた負荷電力の予測値を負荷データベース１３に蓄積する。

再生可能利用発電電力予測部１２は、気象予報、再生可能利用発電電力の過去の実績値及び過去の気象実績を用いて、再生可能利用発電電力を予測する。気象予報及び過去の気象実績については、それぞれ気象サーバ５から取得した情報及び気象データベース１４の情報を用いる。再生可能利用発電電力の過去の実績値については、再生可能エネルギー利用発電設備３に設置されている図１においては不図示の電力計束装置から通信ネットワーク１００を介して取得し、再生可能利用発電電力データベース１５に蓄積する。

再生可能利用発電電力の予測方法としては、負荷電力の予測方法と同様に、公知の各種の方法を用いることができ、例えば、パターンマッチングを用いる方法や、ニューラルネットワークを用いる方法を用いることができる。再生可能利用発電電力予測部１２は、求めた再生可能利用発電電力の予測値を再生可能利用発電電力データベース１５に蓄積する。

予測誤差算出部１６は、負荷電力及び再生可能利用発電電力について、それぞれ過去の予測値と実績値とを用いて、予測誤差の統計指標を算出する。算出する統計指標は、平均値や標準偏差等である。

供給電力シナリオ作成部１７は、予測誤差算出部１６にて算出した統計指標を利用して、すなわち、負荷電力及び再生可能利用発電電力の予測値とその実績値との誤差とを用いて、内燃力発電設備２が供給すべき電力を表すシナリオを作成する。内燃力発電設備２が供給すべき電力は、負荷電力から再生可能利用発電電力を減算することにより求める。作成するシナリオ数については、任意の数を設定可能である。

発電計画算出部１８は、発電機データベース１９を参照して、供給電力シナリオ作成部１７が作成した複数のシナリオに対し、内燃力発電設備２が発電すべき発電計画を作成する。発電計画は、シナリオが表す電力の供給を行うには、複数台の内燃力発電設備２のいずれの設備を起動させるかを表す情報が含まれ、発電計画算出部１８は、発電の効率性に基づき発電計画を作成する。

発電機データベース１９は、発電計画の作成に必要な情報を格納し、具体的には、各内燃力発電設備の定格電力、出力上下限、出力変化率上下限、最小連続停止時間、最小連続運転時間、燃料費特性等を格納する。これらの情報をどのように利用するかについては、後述する。

発電計画評価部２０は、発電計画算出部１８が作成した所定数のシナリオに対する発電計画を評価して、最適な発電計画を算出する。最適な発電計画を算出する処理においては、複数台の内燃力発電設備２ごとに複数のシナリオをどの程度充足しているかを判定して、判定に基づき、いずれの設備を起動させるのが最適かを決定してこれを最適な発電計画とする。

発電計画出力部２１は、発電計画評価部２０により最適と判断された発電計画を出力する。具体的には、最適と判断された発電計画を、通信ネットワーク１００を介して需給制御システム６や内燃力発電設備２宛に送信する。需給制御システム６は、受信した発電計画を各内燃力発電設備２のリアルタイム制御に利用する。

なお、図２では、予測誤差算出部１６を備える構成を示しているが、本実施形態に係る発電計画作成装置１は、かかる構成に限定されるものではない。例えば、他の情報処理装置にて負荷電力及び再生可能利用発電電力の予測誤差を算出し、図２の発電計画作成装置１は、算出された予測誤差の入力を受け付けてこれをメモリ等の記憶部に保持し、これを用いる構成としてもよい。

本実施形態に係る発電計画作成装置１による発電計画を作成する処理について、具体的に説明する。
図３は、発電計画作成装置１による処理フローを示す図である。発電計画作成装置１は、予め設定された所定のタイミングで、あるいは利用者からの指示にしたがって、図３に示す一連の処理を開始する。

まず、ステップＳ１で、負荷予測部１１が、負荷電力の予測を行う。負荷予測部１１は、気象サーバ５から送信された気象予報と、負荷データベース１３の負荷電力の過去の実績値と、気象データベース１４の過去の気象実績とを用いて、図２の説明において挙げたパターンマッチング等の各種の方法を用いて、負荷電力を予測する。負荷電力の予測値は、所定の時間範囲（期間）を対象に、所定の時間間隔で求める。

図４（ａ）は、負荷電力の予測値を例示する図である。縦軸には、負荷電力の予測値［ｋＷ］をとり、横軸には、時刻をとる。
図４（ａ）に示すように、設例では、１日（２４時間）を範囲として１時間間隔で負荷電力の予測値を求めている。これにより、２４個の予測値を得る。

ステップＳ２で、再生可能利用発電電力予測部１２は、再生可能利用発電電力の予測を行う。再生可能利用発電電力予測部１２は、気象サーバ５から送信された気象予報と、再生可能利用発電電力データベース１５の再生可能利用発電電力の過去の実績値と、気象データベース１４の過去の気象実績とを用いて、これについても図２の説明において挙げたパターンマッチング等の各種の方法を用いて、再生可能利用発電電力を予測する。再生可能利用発電電力の予測値は、負荷電力の予測値を求めた期間と同様の期間について、同様の時間間隔で求める。

図４（ｂ）は、再生可能利用発電電力の予測値を例示する図である。縦軸には、再生可能利用発電電力の予測値［ｋＷ］をとり、横軸には、時刻をとる。
図４（ｂ）に示すように、設例では、図４（ａ）の負荷電力の予測値と同様に、再生可能利用発電電力の予測値についても、１日（＝２４時間）を範囲として１時間間隔で当該予測値を求めている。これにより、再生可能利用発電電力に関しても、２４個の予測値を得る。

ステップＳ３で、予測誤差算出部１６は、負荷データベース１３及び再生可能利用発電電力データベース１５にそれぞれ格納されている負荷電力及び再生可能利用発電電力の予測値及び実績値の組を用いて、負荷電力及び再生可能利用発電電力の予測誤差を算出する。ここでは、予測値を求める際に設定した所定の時間範囲（１日）について、所定の時間間隔（１時間）ごとの負荷電力及び再生可能利用発電電力の予測誤差の平均値及び標準偏差を算出する。予測誤差の平均値及び標準偏差の算出に際しては、時刻ｔ（から１時間の間）における予測値と実績値の組をｎ組使用することとする。このとき、予測誤差ＥＲ_ｔ，ｄを以下のように定義する。

上の（１）式において、ＥＲ_ｔ，ｄは、時刻ｔ、データｄにおける予測誤差（％）、ｆ_ｔ，ｄは、時刻ｔ、データｄにおける予測値（ｋＷ）、ａ_ｔ，ｄは、時刻ｔ、データｄにおける実績値（ｋＷ）である。

（１）式より、実績値ａ_ｔ，ｄに対し予測値ｆ_ｔ，ｄが小さければ、予測誤差ＥＲ_ｔ，ｄ＜０に、実績値ａ_ｔ，ｄに対し予測値ｆ_ｔ，ｄが大きければ、予測誤差ＥＲ_ｔ，ｄ＞０となることがわかる。

時刻ｔにおける予測誤差ＥＲ_ｔ，ｄの平均値及び標準偏差は、以下の（２）式及び（３）式よりそれぞれ求める。

上の（２）式及び（３）式において、Ａｖｅ（ＥＲ_ｔ）は、時刻ｔにおける予測誤差の平均値（％）であり、Ｓｔｄ（ＥＲ_ｔ）は、時刻ｔにおける予測誤差の標準偏差である。
図５は、算出した予測誤差の平均値及び標準偏差を例示する図である。図５においては、負荷電力または再生可能利用発電電力のいずれかについて算出した予測誤差の平均値及び標準偏差を例示する。

図５に示すように、予測誤差の平均値及び標準偏差は、時間帯により異なる。本実施形態に係る発電計画作成装置１は、各時間帯すなわち時間断面ごとに内燃力発電設備２が供給すべき供給電力のシナリオを、複数とおり作成する。

図３の説明に戻ると、ステップＳ３で負荷電力及び再生可能利用発電電力のそれぞれについて予測誤差の平均値及び標準偏差を算出すると、処理をステップＳ４へと移行させる。ステップＳ４では、供給電力シナリオ作成部１７は、ステップＳ１で求めた負荷電力の予測値、ステップＳ２で求めた再生可能利用発電電力の予測値、及びステップＳ３で求めた予測誤差の平均値と標準偏差とを用いて、時間断面ごとに内燃力発電設備２が供給すべき供給電力のシナリオを作成する。

図６は、供給電力シナリオ作成部１７による供給電力のシナリオ作成処理を示したフローチャートであり、ステップＳ４の詳細フローを示す。
まず、ステップＳ１１で、シナリオ数Ｉを設定する。シナリオ数Ｉについては、先に図２を参照して述べたように、任意の数を設定可能である。

ステップＳ１２で、作成したシナリオをカウントし、識別する「ｉ」を初期化して１を設定し、ステップＳ１３で、ｉ番目のシナリオである「シナリオｉ」を作成する。ステップＳ１４で、ｉの値が上記の設定シナリオ数Ｉに等しいかを判定し、ｉ＜Ｉである場合は、ステップＳ１５でｉに１を加算し、ステップＳ１３に戻る。ステップＳ１４でｉの値がシナリオ数Ｉに等しくなると、Ｉ個のシナリオを作成したとして、処理を終了する。

ステップＳ１３で作成する供給電力のシナリオに関して、具体的に説明する。
負荷電力の予測誤差と再生可能利用発電電力の予測誤差とは、互いに独立している。このことから、予測誤差が正規分布にしたがう場合には、内燃力発電設備２が供給すべき電力、すなわち、負荷電力の予測値から再生可能利用発電電力の予測値を減算して得られる電力予測値の誤差についても、正規分布にしたがう。したがって、内燃力発電設備２が供給すべき電力は、ステップＳ３でそれぞれ求めた負荷電力及び再生可能利用発電電力の予測誤差の平均値及び標準偏差から算出することが可能である。

具体的には、まず、ステップＳ１の負荷電力の予測値とステップＳ２の再生可能利用発電電力の予測値との差分を求める。そして、予測値同士の差分に対して、負荷電力及び再生可能利用発電電力のそれぞれの予測誤差の平均同士でとった差分を加算し、これを内燃力発電設備２の電力予測値の予測誤差を含めた確率分布の平均ｍとする。
（内燃力発電設備の電力予測値の予測誤差を含めた確率分布の平均ｍ）
＝（負荷電力の予測値−再生可能利用発電電力の予測値）＋（負荷電力の予測誤差の平均−再生可能利用発電電力の予測誤差の平均）
そして、内燃力発電設備２の電力予測値が確率分布の平均ｍに一致する場合、ｍ±σ（σは標準偏差）の場合、ｍ±２σの場合、…の各場合の有効電力を、内燃力発電設備２が供給すべき電力のシナリオとして設定する。なお、標準偏差σは、負荷電力及び再生可能利用発電電力の予測誤差の標準偏差をσ１、σ２とすると、σ＝（σ１^２＋σ２^２）^１／２より求めることができる。

なお、ここで説明した供給電力のシナリオの算出方法に関しては、一例を示すものであり、これに限定されるものではない。
以下の実施例においては、シナリオ数Ｉ＝５の場合を例に説明する。

図７は、シナリオ数Ｉ＝５の場合に作成するシナリオについて説明する図である。図７のグラフの縦軸は有効電力［ｋＷ］を、横軸は時間［時］を表わす。
図７においては、所定の時間範囲（２４時間）において、内燃力発電設備２が供給すべき供給電力、すなわち、電力予測値が各時間断面でどのように変化するかを表した５本のグラフを示す。これは、先の説明と同様に電力予測値を上記の確率分布の平均ｍ、標準偏差σとすると、上から順にｍ＋２σ、ｍ＋σ、ｍ、ｍ−σ、ｍ−２σの場合に対応するグラフである。

発電計画作成装置１の供給電力シナリオ作成部１７は、図７の例では、各時間断面における内燃力発電設備２が供給すべき供給電力が、ｍとなる場合、ｍ＋σとなる場合、ｍ−σとなる場合、ｍ＋２σとなる場合及びｍ−２σとなる場合の有効電力を、シナリオに設定する。設例では、内燃力発電設備２の供給電力が小さい場合から、すなわち、内燃力発電設備２の電力予測値が、ｍ−２σの場合、ｍ−σの場合、ｍに一致する場合、ｍ＋σの場合及びｍ＋２σの場合の順に、シナリオ１、２、…、５とする。

Ｉ個のシナリオは、予測値を求める際に設定した所定の時間範囲（期間）について、時間断面ごとに求める。設例では、１日すなわち２４時間の期間について、１時間ごとにそれぞれ５つのシナリオを作成する。

なお、実施例では、作成するシナリオ数Ｉ＝５の場合を例示するが、これに限定されるものではなく、シナリオ数Ｉとしては、任意の値を設定することができる。例えば、Ｉ＝３とし、内燃力発電設備２の電力予測値が上記の定義より求まるｍに一致する場合と、ｍ＋σとなる場合及びｍ−σとなる場合をシナリオに設定する構成としてもよい。あるいは、Ｉ＝７とし、Ｉ＝５の場合の５とおりのシナリオに加えて、更に、内燃力発電設備２の電力予測値がｍ＋３σとなる場合及びｍ−３σとなる場合を含む構成としてもよい。

図３のステップＳ４で、供給電力のシナリオを作成すると、ステップＳ５へと処理を移行させる。ステップＳ５では、発電計画算出部１８が、図２の発電機データベース１９に格納されている内燃力発電設備２に関する各種の情報を参照して、ステップＳ４で時間断面ごとに所定数ずつ作成したシナリオのそれぞれに対する発電計画を作成する。

図８は、発電計画を作成する際に使用する情報を例示する図である。図８（ａ）は、内燃力発電設備２のそれぞれの定格出力を、図８（ｂ）は、ある時間断面についての各シナリオに対する供給電力の予測値を例示する。

図８（ａ）に示す例では、内燃力発電設備２は、４台から構成され、それぞれの定格出力は、２００、３００、４００、６００［ｋＷ］である。内燃力発電設備２の定格出力は、図２の発電機データベース１９に格納されている。

また、図８（ｂ）に示す例では、５つのシナリオ１〜５それぞれに対する内燃力発電設備２の供給電力の予測値は、３６０、４４０、５２０、６００、６８０［ｋＷ］である。供給電力の予測値は、図３のステップＳ４において先に説明した方法によって算出される。

発電計画作成装置１の発電計画算出部１８は、図８（ａ）の各内燃力発電設備２の定格出力や出力上下限，出力変化率上下限，最小連続停止時間，最小連続運転時間，燃料費特性等，発電機データベース１９に格納されている情報と，と図８（ｂ）の供給電力の予測値とを用いて、発電計画を作成する。具体的には、発電機（内燃力発電設備２）の発電コストの最小化問題として、以下のように目的関数及び制約条件を定式化し、これを解くことにより、発電計画を作成する。

まず、目的関数として、内燃力発電設備２の発電コストを表す式を生成し、例えば、以下の式で表される。

上式において、ＣＯＳＴ_ｉは、シナリオｉの供給電力に対し、内燃力発電設備２で電力供給する際の発電コストを表す。（４）式中のＰ_ｊ，ｔは、発電機ｊの時刻ｔにおける発電出力であり、ａ_ｊ、ｂ_ｊ、ｃ_ｊは、いずれも発電機ｊの燃料費特性の係数である。発電機ｊの燃料費特性に関しては、発電機データベース１９に格納されている。ｕ_ｊ，ｔは、発電機ｊの時刻ｔにおける起動停止変数であり、値「０」は停止状態であり、値「１」は運転状態であることを表す。Δｕ_ｊは、発電機ｊの起動の有無を表し、値「０」は起動なしであり、値「１」は起動ありであることを表す。Ｋｊは、発電機ｊの起動費を表し、発電機データベース１９に格納されている。

次に、制約条件として、＜１＞需給バランス制約、＜２＞発電機出力上下限制約、＜３＞発電機出力変化率上下限制約、＜４＞発電機の最小連続停止時間制約及び＜５＞発電機の最小連続運転時間制約による制約条件として、以下の数式群を生成する。

＜１＞需給バランス制約を表す式は、以下のように表される。

（５）式において、Ｌｉ_ｔは、時刻ｔにおいてシナリオｉで供給すべき電力を表す。Ｌｉ_ｔは、先に説明した図３のステップＳ４において算出される。

＜２＞発電機出力上下限制約を表す式は、以下のように表される。

（６）式において、Ｐ_ｊ ^ｍｉｎは、発電機ｊの出力下限値を、Ｐ_ｊ ^ｍａｘは、発電機ｊの出力上限値を表す。発電機の出力下限値及び出力上限値は、発電機データベース１９に格納される。

＜３＞発電機出力変化率上下限制約を表す式は、以下のように表される。

（７）式において、ΔＰ_ｊ ^{ｄｏｗｎ ｍａｘ}は、発電機ｊの下降側最大変化率であり、ΔＰ_ｊ ^{ｕｐ ｍａｘ}は、発電機ｊの上昇側最大変化率である。発電機の下降側最大変化率及び上昇側最大変化率は、発電機データベース１９に格納される。

＜４＞発電機の最小連続停止時間制約を表す式は、以下のように表される。

（８）式において、ｍｉｎｔ_ｊは、発電機ｊの最小連続停止時間であり、発電機データベース１９に格納される。

＜５＞発電機の最小連続運転時間制約を表す式は、以下のように表される。

（９）式において、ｍｉｎｒ_ｊは、発電機ｊの最小連続運転時間であり、発電機データベース１９に格納される。
なお、＜４＞＜５＞の発電機の最小連続停止／運転時間の制約は、内燃力発電機の種類によっては不要のこともある。

上記の（４）式〜（９）式を解くことにより、内燃力発電設備２の発電コストを最小とする内燃力発電設備２の供給電力が求まる。
上記の問題の解法としては、メタヒューリスティック手法を用いることができる。より具体的には、遺伝的アルゴリズム（ＧＡ）とその改良手法、シミュレーティッドアニーリング（ＳＡ、焼きなまし法）とその改良手法、タブサーチ（ＴＳ）とその改良手法等を用いることができる。

なお、上記の定式化は、あくまでも一例を示すものであり、目的関数、制約条件ともに上記に縛られるものではない。
図９は、作成される発電計画を例示する図である。図９の発電計画は、図８（ｂ）の５とおりのシナリオにそれぞれ対応している。シナリオ１〜５のそれぞれにおいて起動する発電機は丸印で、停止させる発電機は符合「−」で表している。

このように、発電計画算出部１８は、各時間断面につき、複数のシナリオのそれぞれに対して発電計画を作成する。設例では、各シナリオ１〜５に対し、発電計画を作成する時間範囲、すなわち１日＝２４時間の時間断面のそれぞれにつき４台の発電機（内燃力発電設備２）ごとに起動／停止の状態を設定して、発電計画を作成する。

図３のステップＳ５において発電計画を作成すると、処理をステップＳ６へと移行させる。ステップＳ６では、発電計画評価部２０が、各シナリオにつき作成した発電計画を評価して、最適な発電計画を作成する。

図１０は、複数の発電計画を評価して最適な発電計画を算出する方法を説明する図である。
発電計画評価部２０は、複数とおりの（設例では５とおりの）シナリオの全てについて作成した発電計画より、複数台の（設例では４台の）発電機（内燃力発電設備２）それぞれの起動確率を評価する。そして、起動確率が所定のしきい値以上の発電設備を起動させ、起動確率が当該しきい値未満の発電設備は停止させる起動停止計画を、最適な発電計画とする。

ここで、発電機の起動確率とは、１台の発電機についての全てのシナリオに対する起動確率をいい、以下の式で定義する。

上の（１０）式において、Ｐ（ｊ）は、発電機ｊの起動確率（％）であり、ｎ_{ｋｉｄｏｕ}（ｊ）は、全てのシナリオに対する発電機ｊの起動数であり、Ｎは、全シナリオ数（＝Ｉ）である。

図１０に示す例では、発電機Ｇ１〜Ｇ４それぞれの起動確率は、以下のように計算される。発電機Ｇ１に関しては、５つのシナリオ（Ｎ＝５）に対し、シナリオ１、２の場合には発電機Ｇ１を起動し、シナリオ３、４、５の場合は発電機Ｇ１を停止する計画となっている。したがって、ｎ_{ｋｉｄｏｕ}（Ｇ１）＝２であるから、発電機Ｇ１の起動確率Ｐ（Ｇ１）は、
Ｐ（Ｇ１）＝ｎ_{ｋｉｄｏｕ}（Ｇ１）／Ｎ×１００（％）＝２／５×１００（％）＝４０（％）
となる。発電機Ｇ２、Ｇ３、Ｇ４についても同様に、以下の計算式によりそれぞれの起動確率を得る。
Ｐ（Ｇ２）＝ｎ_{ｋｉｄｏｕ}（Ｇ２）／Ｎ×１００（％）＝４／５×１００（％）＝８０（％）
Ｐ（Ｇ３）＝ｎ_{ｋｉｄｏｕ}（Ｇ３）／Ｎ×１００（％）＝３／５×１００（％）＝６０（％）
Ｐ（Ｇ４）＝ｎ_{ｋｉｄｏｕ}（Ｇ４）／Ｎ×１００（％）＝１／５×１００（％）＝２０（％）
このように、発電機Ｇ１〜Ｇ４それぞれの起動確率を算出し、起動確率が５０％以上の場合は、その発電機は起動とし、起動確率が５０％未満の場合は、その発電機は停止とする。こうして、最適な発電計画を作成する。

設例では、起動確率が５０％以上の発電機は、発電機Ｇ２とＧ３、起動確率が５０％未満の発電機は、発電機Ｇ１とＧ４である。このことから、発電計画作成装置１の発電計画評価部２０は、発電機Ｇ２、Ｇ３を起動、発電機Ｇ１、Ｇ４を停止とする発電計画を、最適な発電計画とする。

発電計画評価部２０は、各時間断面につき最適な発電計画を算出する。設例では、２４時間の時間範囲の時間断面ごとに、すなわち、２４の最適な発電計画を算出する。
図３のステップＳ６で、上記のように最適な発電計画を算出すると、処理をステップＳ７へと移行させる。ステップＳ７では、発電計画出力部２１が、算出された最適な発電計画を、通信ネットワーク１００を介して内燃力発電設備２のそれぞれの制御部に送信するとともに、需給制御システム６にも送信する。需給制御システム６は、受信した発電計画にしたがって、各内燃力発電設備２のリアルタイム制御を行う。

以上説明したように、本実施形態に係る発電計画作成装置１によれば、発電電力が不確定な再生可能エネルギーを利用した発電機を電力系統に連系した場合であっても、発電電力の不確定性を考慮しつつ、再生可能エネルギーを利用した発電機以外の発電機（内燃力発電設備２）の運用コストを考慮した最適な発電計画を利用者に提示することが可能となる。発電計画作成装置１において所定の指標に基づき最適な発電計画を判断してこれを利用者に提示することにより、利用者によらずに一義的に最適な発電計画が得られる。

本実施形態に係る発電計画作成装置１は、太陽光発電設備や風力発電設備等の再生可能エネルギー利用発電設備３、内燃力発電設備２及び負荷設備４で構成される電力系統において、太陽光発電設備における日射量変動や風力発電設備における風速変動等による再生可能エネルギー変動や、需要家の負荷変動に対してその変動を安定化するために利用することができる。このことから、特定の狭い地域にて電力の発生及び消費を行うマイクログリッドに適用することも可能であるし、大規模系統に適用することも可能である。

なお、上記においては、発電計画作成装置１について説明しているが、本発明は、これには限定されず、上記の処理を実施する発電計画作成プログラムや発電計画作成方法についても、本発明に含まれる。これは、例えば汎用の情報処理装置において、図２の負荷予測部１１、再生可能利用発電電力予測部１２、予測誤差算出部１６、供給電力シナリオ作成部１７、発電計画算出部１８、発電計画評価部２０及び発電計画出力部２１の機能に対応するプログラムをメモリ等の記憶部に記憶し、ＣＰＵがメモリを利用してこのプログラムを実行することにより実現される。

本発明は上述した実施形態そのままに限定されるものではく、実施段階でのその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化することができる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより、種々の発明を形成することができる。例えば、実施形態に示される全構成要素を適宜組み合わせても良い。さらに、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。このような、発明の趣旨を逸脱しない範囲内において種々の変形や応用が可能であることは言うまでもない。

１ 発電計画作成装置
２ 内燃力発電設備
３ 再生可能エネルギー利用発電設備
４ 負荷設備

Claims (6)

1. 再生可能エネルギー利用発電設備を含む電力系統において、複数台から構成される内燃力発電設備の発電計画を作成する発電計画作成装置であって、
   前記電力系統内の負荷電力を予測する負荷予測部と、
   前記再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力を予測する再生可能利用発電電力予測部と、
   前記電力系統内の負荷電力及び前記再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力の予測値と実績値の予測誤差を用いて、前記複数台の内燃力発電設備が供給すべき電力を表す電力シナリオを複数とおり作成するシナリオ作成部と、
   前記複数とおりの電力シナリオのそれぞれに対して前記内燃力発電設備を効率的に起動させるための発電計画を複数作成する発電計画算出部と、
   前記発電計画算出部が作成した発電計画に基づき前記複数台の内燃力発電設備のそれぞれが前記複数とおりの電力シナリオをどの程度充足するかを判定して、前記複数台の内燃力発電設備の中から起動させるべき内燃力発電設備を決定して最適な発電計画を算出する評価部と、
   前記評価部で算出された最適な発電計画を出力する発電計画出力部と、
   を備えることを特徴とする発電計画作成装置。
2. 前記発電計画算出部は、前記電力シナリオが表す電力を供給する際の発電コストを最小化するように前記内燃力発電設備ごとに起動および停止のいずれかを設定してこれを前記発電計画とし、
   前記評価部は、前記複数とおりの電力シナリオの全てに対し各内燃力発電設備が起動と設定されている割合を示す起動確率を算出し、算出した前記起動確率が所定のしきい値以上であるか否かに基づき、前記複数の内燃力発電設備の中から起動させるべき内燃力発電設備を決定して、これを最適な発電計画とする
   ことを特徴とする請求項１記載の発電計画作成装置。
3. 前記シナリオ作成部は、前記負荷電力及び前記再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力の予測誤差の平均値及び標準偏差を用いて、前記内燃力発電設備が供給すべき電力を複数とおり設定して、前記複数とおりの電力シナリオを作成する
   ことを特徴とする請求項２記載の発電計画作成装置。
4. 前記シナリオ作成部は、前記負荷電力の予測値から前記再生可能利用発電電力の予測値を減算して得られる値に、前記負荷電力の前記予測誤差の平均値から前記再生可能利用発電電力の前記予測誤差の平均値を減算して得られる値を加算して、これを前記内燃力発電設備の電力予測値の予測誤差を含めた確率分布の平均として、前記電力シナリオを作成する
   ことを特徴とする請求項３記載の発電計画作成装置。
5. 再生可能エネルギー利用発電設備を含む電力系統において、複数台から構成される内燃力発電設備の発電計画を作成する発電計画作成処理を情報処理装置に実行させるための発電計画作成プログラムであって、
   前記電力系統内の負荷電力を予測し、
   前記再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力を予測し、
   前記電力系統内の負荷電力及び前記再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力の予測値と実績値の予測誤差を用いて、前記複数台の内燃力発電設備が供給すべき電力を表す電力シナリオを複数とおり作成し、
   前記複数とおりの電力シナリオのそれぞれに対して前記内燃力発電設備を効率的に起動させるための発電計画を複数作成し、
   前記作成した発電計画に基づき前記複数台の内燃力発電設備のそれぞれが前記複数とおりの電力シナリオをどの程度充足するかを判定して、前記複数台の内燃力発電設備の中から起動させるべき内燃力発電設備を決定して最適な発電計画を算出し、
   前記算出された最適な発電計画を出力する、
   ことを特徴とする発電計画作成プログラム。
6. 再生可能エネルギー利用発電設備を含む電力系統において、複数台から構成される内燃力発電設備の発電計画を作成する発電計画作成方法であって、
   前記電力系統内の負荷電力を予測し、
   前記再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力を予測し、
   前記電力系統内の負荷電力及び前記再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力の予測値と実績値の予測誤差を用いて、前記複数台の内燃力発電設備が供給すべき電力を表す電力シナリオを複数とおり作成し、
   前記複数とおりの電力シナリオのそれぞれに対して前記内燃力発電設備を効率的に起動させるための発電計画を複数作成し、
   前記作成した発電計画に基づき前記複数台の内燃力発電設備のそれぞれが前記複数とおりの電力シナリオをどの程度充足するかを判定して、前記複数台の内燃力発電設備の中から起動させるべき内燃力発電設備を決定して最適な発電計画を算出し、
   前記算出された最適な発電計画を出力する、
   ことを特徴とする発電計画作成方法。