JP2017103862A - Power estimating apparatus, power estimating method, and power estimating program - Google Patents
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Abstract
Description
本発明の実施形態は、電力推定装置、電力推定方法及び電力推定プログラムに関する。 Embodiments described herein relate generally to a power estimation apparatus, a power estimation method, and a power estimation program.
エネルギー管理システム(Energy Management System)は、デマンドレスポンス(Demand Response)の実施(DR実施)を需要家に要請する場合がある。エネルギー管理システムは、デマンドレスポンスを迅速に要請する場合、需要家の電力需要のうち削減することが可能な電力である余裕電力を推定する必要がある。しかしながら、従来の装置は、需要家の電力需要のうち削減することが可能な電力である余裕電力を推定することができない場合があった。 An energy management system may request a customer to implement a demand response (DR implementation). When the energy management system promptly requests a demand response, it is necessary to estimate the surplus power that is the power that can be reduced out of the power demand of the consumer. However, the conventional apparatus may not be able to estimate the surplus power that is the power that can be reduced out of the power demand of the consumer.
本発明が解決しようとする課題は、需要家の電力需要のうち削減することが可能な電力である余裕電力を推定することができる電力推定装置、電力推定方法及び電力推定プログラムを提供することである。 The problem to be solved by the present invention is to provide a power estimation device, a power estimation method, and a power estimation program capable of estimating a marginal power that is a power that can be reduced out of a customer's power demand. is there.
実施形態の電力推定装置は、高調波成分決定部と、有効電力推定部と、余裕電力推定部とを持つ。高調波成分決定部は、機器に電力を供給する電気系統の電気物理量に基づいて機器の有効電力の高調波成分値を決定する。有効電力推定部は、有効電力の高調波成分値に基づいて機器の種別ごとの有効電力を推定する。余裕電力推定部は、機器の電力需要から削減することが可能な電力である余裕電力の値を、削減の容易さに応じて予め定められたランクと機器の種別ごとの有効電力の推定値とに基づいて推定する。 The power estimation apparatus of the embodiment includes a harmonic component determination unit, an active power estimation unit, and a margin power estimation unit. The harmonic component determination unit determines the harmonic component value of the active power of the device based on the electrical physical quantity of the electrical system that supplies power to the device. The active power estimation unit estimates the active power for each type of device based on the harmonic component value of the active power. The surplus power estimation unit calculates a surplus power value that is power that can be reduced from the power demand of the device, a rank determined in advance according to ease of reduction, and an estimated value of active power for each device type. Estimate based on
以下、実施形態の電力推定装置、電力推定方法及び電力推定プログラムを、図面を参照して説明する。
(第1の実施形態)
図1は、電力システム1の構成の例を示す図である。電力システム1は、電力系統に繋がる需要家の機器に電力を供給するシステムである。電力システム1は、上位系統2と、連系線3と、電力系統4と、発電機5と、蓄電池6と、需要家端連系線7と、測定装置8と、需要家9と、地域エネルギー管理システム10と、伝送システム11と、通信回線112とを備える。電力システム1は、複数の需要家9を備えてもよい。図1では、電力システム1は、一例として、需要家9−1〜9−3を備える。需要家9−1は、一例として、工場の建物である。需要家9−2は、一例として、オフィスビルである。需要家9−3は、一例として、学校の建物である。以下、需要家9−1〜9−3に共通する事項については、符号の一部を省略して「需要家9」と表記する。
Hereinafter, a power estimation device, a power estimation method, and a power estimation program according to embodiments will be described with reference to the drawings.
(First embodiment)
FIG. 1 is a diagram illustrating an example of the configuration of the
上位系統2は、発電装置等を含む商用系統である。上位系統2は、連系線3と電力系統4と需要家端連系線7とを介して、需要家9の機器に電力を供給する。
The
連系線3は、上位系統2及び電力系統4を結ぶ送電設備である。連系線3は、上位系統2と連系することによって、需要家9の機器に電力を供給する。
電力系統4は、送電及び配電する系統である。電力系統4は、電力ケーブル等の送電設備及び配電設備を含む。電力系統4は、地域エネルギー管理システム10によって管理される。電力系統4は、上位系統2及び連系線3と連系することによって、需要家9の機器に電力を供給する。
The
The
発電機5は、風力発電装置、太陽光発電装置、コジェネレーションシステム、燃料電池等の発電装置である。発電機5は、起動、停止、発電出力変更等を示す制御信号を、地域エネルギー管理システム10から取得する。発電機5は、制御信号に応じて発電する。発電機5は、電力系統4を介して、発電電力を需要家9の機器に供給する。
The
蓄電池6は、リチウムイオン電池等を含む蓄電装置である。蓄電池6は、運転、停止、充電、放電等を示す制御信号を、地域エネルギー管理システム10から取得する。蓄電池6は、制御信号に応じて放電する。蓄電池6は、電力系統4を介して、放電電力を需要家9の機器に供給する。
The
需要家端連系線7は、電力系統4及び需要家9を結ぶ送電設備並びに配電設備である。需要家端連系線7は、電力系統4から受電した電力を、需要家9の機器に電力を供給する。
The customer
測定装置8(測定点)は、需要家9の機器に供給される電力の電気物理量を測定する。電気物理量は、例えば、電圧値、電流値、電圧及び電流の位相である。測定装置8(測定点)は、電気物理量を示す情報を、伝送システム11を介して地域エネルギー管理システム10に送信する。測定装置8は、需要家9の機器と地域エネルギー管理システム10との間の通信を中継してもよい。
The measuring device 8 (measurement point) measures the electrophysical quantity of the electric power supplied to the equipment of the
需要家9は、マンション、住宅、工場、学校、病院、地域共用施設などの建物である。需要家9は、商業施設を備える建物(商用ビル)や、執務室を備える建物(オフィスビル)でもよい。需要家9は、需要家端連系線7を介して受電した電力を消費する機器(電力負荷)を備える。
The
地域エネルギー管理システム10は、例えば、ハードウェアとしてのコンピュータと、ソフトウェアとしてのプログラムとが協働することによって実現される。地域エネルギー管理システム10は、例えば、サーバ装置等の情報処理装置である。地域エネルギー管理システム10は、例えば、電力事業者によって管理される。地域エネルギー管理システム10は、制御信号を発電機5に送信する。地域エネルギー管理システム10は、制御信号を蓄電池6に送信する。
The regional
伝送システム11は、通信装置である。伝送システム11は、測定装置8と地域エネルギー管理システム10との間の通信を中継する。
通信回線12は、有線又は無線の通信回線である。通信回線12は、例えば、光ファイバである。通信回線12は、測定装置8と伝送システム11との間の通信を中継する。
The
The
図2は、需要家9の電気系統21及び機器22の接続の例を示す図である。需要家9は、電気系統21と、機器22とを備える。電気系統21は、機器22に配電するための系統である。電気系統21は、電力ケーブル等の配電設備を含む。電気系統21は、需要家端連系線7を介して受電した電力を機器22に供給する。
FIG. 2 is a diagram illustrating an example of connection between the
機器22は、受電した電力を消費する機器である。機器22−1は、一例として空調機器である。機器22−2は、一例として動力負荷である。動力負荷は、例えば、昇降機である。機器22−3は、一例としてOA(Office Automation)機器である。OA機器は、例えば、コピー機器及びプリンタ機器を含む複合機である。機器22−4は、一例としてコンピュータ等の情報処理装置である。情報処理装置は、例えば、ノート型又はデスクトップ型のパーソナルコンピュータである。機器22−5は、一例として、蛍光灯などの照明機器である。以下、機器22−1〜22−5に共通する事項については、符号の一部を省略して、「機器22」と表記する。
The
地域エネルギー管理システム10は、通信回線12及び伝送システム11を介して、電気物理量を示す情報を測定装置8から取得する。地域エネルギー管理システム10は、電気物理量を示す情報に基づいて、需要家9の機器22の種別ごとの有効電力(電力負荷)を推定する。
The local
地域エネルギー管理システム10は、需要家9の電力需要のうち削減することが可能な電力である余裕電力を、電気物理量を示す情報に基づいて推定する。地域エネルギー管理システム10は、需要家9の機器22の種別ごとの有効電力と、余裕電力とに基づいて、デマンドレスポンスの実施(DR実施)を需要家9の管理者に要請する。地域エネルギー管理システム10は、デマンドレスポンスの実施を要請するための要請信号を、需要家9の管理者又は機器22に送信する。
The local
図3は、地域エネルギー管理システム10の構成の例を示す図である。地域エネルギー管理システム10は、統合制御部13と、需要予測部14と、経済的運転部15と、受電電力制御部16と、DR管理部17と、発電機制御部18と、蓄電池制御部19と、DR要請部20とを備える。
FIG. 3 is a diagram illustrating an example of the configuration of the regional
統合制御部13は、地域エネルギー管理システム10の各部を制御する。
需要予測部14は、需要家9における電力需要を予測する。需要予測部14は、需要家9における電力需要の予測結果を、経済的運転部15と受電電力制御部16とDR管理部17とに送信する。
The
The
経済的運転部15は、発電機5及び蓄電池6の経済的な運転方法を決定する。例えば、経済的運転部15は、発電機5の運転又は停止のタイミングを決定する。例えば、経済的運転部15は、蓄電池6の運転又は停止のタイミングを決定する。経済的な運転方法とは、需要家9に供給する電力のコストを低減させる運転方法である。経済的な運転方法とは、デマンドレスポンスを実施した需要家9の管理者がインセンティブ(対価)を得ることができる運転方法でもよい。
The
受電電力制御部16は、連系線3を通る受電電力を制御する。例えば、受電電力制御部16は、発電機5の発電電力を制御することによって、連系線3を通る受電電力を制御する。例えば、受電電力制御部16は、蓄電池6の充電電力及び放電電力を制御することによって、連系線3を通る受電電力を制御する。
The received
DR管理部17は、デマンドレスポンスに関する管理を実行する。例えば、DR管理部17は、需要家9の機器22の電力負荷を推定する。例えば、DR管理部17は、需要家9の電力需要における余裕電力を推定する。例えば、DR管理部17は、デマンドレスポンスの計画を決定する。デマンドレスポンスの計画は、例えば、需要家9の管理者に要請する削減電力を示す情報や、デマンドレスポンスを実施する時間帯である。
The
発電機制御部18は、経済的運転部15が決定した運転方法と、DR管理部17が決定したデマンドレスポンスの計画と、受電電力制御部16による制御とに基づいて、発電機5の運転を制御する。
The
蓄電池制御部19は、経済的運転部15が決定した運転方法と、DR管理部17が決定したデマンドレスポンスの計画と、受電電力制御部16による制御とに基づいて、蓄電池6の運転を制御する。
The storage
DR要請部20は、DR管理部17が決定したデマンドレスポンスの計画に基づいて、デマンドレスポンスの実施を要請するための要請信号を需要家9の管理者又は機器22に送信する。
Based on the demand response plan determined by the
図4は、DR管理部17の構成の例を示す図である。DR管理部17(電力推定装置)は、電力負荷推定部23と、余裕電力推定部24と、計画部25とを備える。DR管理部17は、例えば、ハードウェアとしてのコンピュータと、ソフトウェアとしてのプログラムとが協働することによって実現される。すなわち、電力負荷推定部23と、余裕電力推定部24と、計画部25とのうち一部または全部は、例えば、CPU(Central Processing Unit)等のプロセッサが、記憶部231に記憶されたプログラムを実行することにより機能するソフトウェア機能部である。また、これらの機能部のうち一部または全部は、LSI(Large Scale Integration)やASIC(Application Specific Integrated Circuit)等のハードウェア機能部であってもよい。
FIG. 4 is a diagram illustrating an example of the configuration of the
電力負荷推定部23は、通信回線12を介して、電気物理量情報を測定装置8から取得する。電力負荷推定部23は、電気物理量情報に基づいて、機器22の現在の有効電力の推定値を得る。
余裕電力推定部24は、需要家9の電力需要のうち削減することが可能な電力である余裕電力(kW)を、削減の容易さに応じて予め定められたランクと機器22の種別ごとの有効電力(kW)の推定値とに基づいて推定する。
The
The surplus
計画部25は、機器22の現在の有効電力の推定値と余裕電力の値とに基づいて、デマンドレスポンスの計画を決定する。すなわち、計画部25は、機器22の種別ごとの有効電力の推定値と余裕電力の値とに基づいて、機器22の電力需要から削減する電力の値を定める。計画部25は、デマンドレスポンスの計画を示す情報を、DR要請部20に送信する。計画部25は、表示部250を備える。表示部250は、液晶ディスプレイ等である。
The
電力負荷推定部23の詳細を説明する。
図5は、電力負荷推定部23の構成の例を示す図である。電力負荷推定部23は、高調波成分決定部230と、記憶部231と、データベース232と、有効電力推定部233とを備える。高調波成分決定部230は、通信回線12を介して、電気物理量情報を測定装置8から取得する。高調波成分決定部230は、電気物理量情報に基づいて、機器22の有効電力の高調波成分値を決定する。
Details of the power
FIG. 5 is a diagram illustrating an example of the configuration of the power
図6は、高調波成分決定部230の構成の例を示す図である。高調波成分決定部230は、FFT処理部234を含む。高調波は、異なる周期の正弦波の集まりとして表される。基本波の次数を1次とした場合、周期が基本波のn分の1(周波数がn倍)である正弦波の次数は、n次である。なお、nは整数でなくてもよい。
FIG. 6 is a diagram illustrating an example of the configuration of the harmonic
高調波成分値を次数ごとに算出する波形分析の手法として、高速フーリエ変換(FFT:Fast Fourier Transform)が知られている。サンプリング値である測定値から高調波成分値を算出する場合、例えば、離散型フーリエ変換により、高調波成分値を次数ごとに算出することが可能である。この離散型フーリエ変換を高速に解けるように改良した手法が、高速フーリエ変換である。以下では、一例として、FFT処理部234は、高速フーリエ変換により、高調波成分値を次数ごとに算出するものとして説明を続ける。
Fast Fourier transform (FFT) is known as a waveform analysis method for calculating harmonic component values for each order. When the harmonic component value is calculated from the measured value that is the sampling value, the harmonic component value can be calculated for each order by, for example, discrete Fourier transform. A fast Fourier transform is a method improved so as to solve the discrete Fourier transform at high speed. Hereinafter, as an example, the
FFT処理部234は、電気物理量としての電圧の瞬時値v及び電流の瞬時値iに含まれる高調波成分値を、電気物理量情報に基づいて、高調波成分の次数ごとに算出する。FFT処理部234は、電気物理量としての電力の瞬時値pと、電圧の瞬時値vと、電流の瞬時値iとのうち、どの高調波成分値も、高調波成分の次数ごとに算出可能である。FFT処理部234は、測定装置8が実際に測定した高調波の成分値を表す情報(以下、「実測高調波成分値情報」という。)を、記憶部231に記憶させる。
The
記憶部231は、磁気ハードディスク装置や半導体記憶装置等の不揮発性の記憶媒体(非一時的な記録媒体)を有する記憶装置を用いて構成される。記憶部231は、例えば、RAM(Random Access Memory)やレジスタなどの揮発性の記憶媒体を有していてもよい。
The
図7は、電気物理量の波形の例を示す図である。図7は、電気物理量の例として、電圧波形Vと電流波形Iと電力波形Pとを示す。横軸は時間を示す。縦軸は電気物理量を示す。電力の瞬時値pと、電圧の瞬時値vと、電流の瞬時値iとには、式(1)に示す関係がある。 FIG. 7 is a diagram illustrating an example of a waveform of an electrical physical quantity. FIG. 7 shows a voltage waveform V, a current waveform I, and a power waveform P as examples of electrophysical quantities. The horizontal axis indicates time. The vertical axis represents the electrophysical quantity. The instantaneous value p of electric power, the instantaneous value v of voltage, and the instantaneous value i of electric current have the relationship shown in Formula (1).
式(1)に示されているように、電力の瞬時値pは、電気物理量としての電圧の瞬時値v及び電流の瞬時値iに基づいて、算出可能である。 As shown in Expression (1), the instantaneous value p of power can be calculated based on the instantaneous value v of voltage and the instantaneous value i of current as electrical physical quantities.
電力機器では、多くの場合、運転時の電圧と電流との位相がほぼ等しいと見なせる。このため、各高調波成分の力率は、「力率=1」と近似することが可能である。これに対し、運転時の電圧と電流との位相差の大きい電気機器では、式(1a)に示すように、高調波成分が補正可能である。以下、測定装置8(測定点)を通過する電力について、測定装置8が測定した有効電力を「P」と表記する。
In electric power equipment, in many cases, it can be considered that the phase of voltage and current during operation is substantially equal. Therefore, the power factor of each harmonic component can be approximated as “power factor = 1”. On the other hand, in an electrical device having a large phase difference between the voltage and current during operation, the harmonic component can be corrected as shown in Expression (1a). Hereinafter, for the power passing through the measuring device 8 (measurement point), the effective power measured by the measuring
図8は、実測高調波成分の例を示す図である。横軸は高調波成分の次数を示す。縦軸は高調波含有率[%]を示す。図8は、有効電力Pと電圧Vとのそれぞれについて、高調波含有率を示す。高調波含有率は、式(2)に示すように、高調波成分の次数ごとに算出可能である。 FIG. 8 is a diagram illustrating an example of the actually measured harmonic component. The horizontal axis indicates the order of the harmonic component. The vertical axis represents the harmonic content [%]. FIG. 8 shows the harmonic content for each of the active power P and the voltage V. The harmonic content rate can be calculated for each order of the harmonic component as shown in Equation (2).
データベース232は、磁気ハードディスク装置や半導体記憶装置等の不揮発性の記憶媒体(非一時的な記録媒体)を有する記憶装置を用いて構成される。データベース232は、例えば、RAM(Random Access Memory)やレジスタなどの揮発性の記憶媒体を有していてもよい。データベース232は、過去の期間における機器22の有効電力の高調波成分の次数と、同じ期間の高調波含有率との関係を表す情報を、予め記憶する。以下、過去の期間における機器22の有効電力の高調波成分の次数と、同じ期間の高調波含有率との関係を表す情報を、「高調波成分値データベース情報」という。
The
高調波成分値データベース情報は、過去の期間における機器22の有効電力のパターンを含む。高調波成分値データベース情報が高調波の次数に応じたどのようなパターンを含むかは、例えば、地域エネルギー管理システム10などの設計者や運用者が、過去の期間に有効電力を測定した結果に基づいて定められる。
The harmonic component value database information includes the active power pattern of the
図9は、高調波成分の次数と、高調波含有率との関係の第1例を示す図である。図9は、機器22−1としての空調機器に発生した高調波の高調波含有率を示す高調波成分値データベース情報である。横軸は高調波成分の次数を示す。縦軸は高調波含有率を示す。 FIG. 9 is a diagram illustrating a first example of the relationship between the order of harmonic components and the harmonic content. FIG. 9 is harmonic component value database information indicating the harmonic content of harmonics generated in the air conditioning device as the device 22-1. The horizontal axis indicates the order of the harmonic component. The vertical axis represents the harmonic content.
図10は、高調波成分の次数と、高調波含有率との関係の第2例を示す図である。図10は、機器22−2としての昇降機に発生した高調波の高調波含有率を示す高調波成分値データベース情報である。横軸は高調波成分の次数を示す。縦軸は高調波含有率を示す。 FIG. 10 is a diagram illustrating a second example of the relationship between the order of the harmonic component and the harmonic content. FIG. 10 is harmonic component value database information indicating the harmonic content of harmonics generated in the elevator as the device 22-2. The horizontal axis indicates the order of the harmonic component. The vertical axis represents the harmonic content.
図11は、高調波成分の次数と、高調波含有率との関係の第3例を示す図である。具体的には、図11は、機器22−3としてのOA機器に発生した高調波の高調波含有率を示す高調波成分値データベース情報である。図11は、機器22−4としての情報処理装置に発生した高調波の高調波含有率を示す高調波成分値データベース情報を含んでもよい。横軸は高調波成分の次数を示す。縦軸は高調波含有率を示す。 FIG. 11 is a diagram illustrating a third example of the relationship between the order of harmonic components and the harmonic content. Specifically, FIG. 11 is harmonic component value database information indicating the harmonic content of harmonics generated in the OA device as the device 22-3. FIG. 11 may include harmonic component value database information indicating the harmonic content of harmonics generated in the information processing apparatus as the device 22-4. The horizontal axis indicates the order of the harmonic component. The vertical axis represents the harmonic content.
図12は、高調波成分の次数と、高調波含有率との関係の第4例を示す図である。図12は、機器22−5としての照明機器(蛍光灯等)に発生した高調波の高調波含有率を示す高調波成分値データベース情報である。横軸は高調波成分の次数を示す。縦軸は高調波含有率を示す。 FIG. 12 is a diagram illustrating a fourth example of the relationship between the order of harmonic components and the harmonic content. FIG. 12 is harmonic component value database information indicating the harmonic content of harmonics generated in the lighting device (fluorescent lamp or the like) as the device 22-5. The horizontal axis indicates the order of the harmonic component. The vertical axis represents the harmonic content.
有効電力推定部233は、実測高調波成分値情報を記憶部231から取得する。有効電力推定部233は、実測高調波成分値情報に基づいて、機器22の現在の有効電力の推定値を得る。
The active
有効電力推定部233は、高調波成分値データベース情報を、データベース232から取得してもよい。有効電力推定部233は、高調波成分値データベース情報を取得した場合、実測高調波成分値情報と、高調波成分値データベース情報とに基づいて、機器22の有効電力を推定する。
The active
機器22の有効電力の推定値を得るための第1の方法を説明する。
式(2)から得られるi番目の次数の高調波含有率αiと、機器22の有効電力PLと、有効電力のi番目の次数(i次)の高調波の大きさPLiとには、式(3)に示す関係がある。
A first method for obtaining an estimated value of the active power of the
The i-th order harmonic content α i obtained from Equation (2), the active power PL of the
機器22の有効電力に、N次の高調波があると仮定すれば、式(3)に示す関係は、式(4)により表される。
If it is assumed that the active power of the
機器22の有効電力PLjと、i番目の次数(i次)の高調波含有率αijとには、式(5)に示す関係がある。
The active power PL j of the
測定装置8(測定点)を通過する電力について、測定装置8が測定した有効電力Pと、機器22−1の有効電力PL1と、機器22−2の有効電力PL2と、機器22−3の有効電力PL3と、機器22−4の有効電力PL4と、機器22−5の有効電力PL5とには、式(6)に示す関係がある。なお、需要家9における機器22は1台でもよい。
For the power passing through the measuring device 8 (measurement point), the active power P measured by the measuring
有効電力PにN次の高調波成分があると仮定し、有効電力Pと、i次の高調波成分Piとには、式(7)に示す関係がある。 Assuming that the active power P has an Nth-order harmonic component, the active power P and the i-th harmonic component P i have the relationship shown in Expression (7).
また、有効電力Pのi次の高調波成分Piと、有効電力のi次の高調波成分PLiとの間には、式(4)と式(5)と式(7)とに基づいて、式(8)に示す関係がある。 In addition, between the i-order harmonic component Pi of the active power P and the i-order harmonic component PLi of the active power, based on the equations (4), (5), and (7), There is a relationship shown in Formula (8).
式(8)を高調波成分の次数ごとにまとめて、高調波成分の代表的な次数を5個まで選択すると、式(9)に示す行列方程式が得られる。 When the formula (8) is collected for each order of the harmonic component, and up to five representative orders of the harmonic component are selected, the matrix equation shown in the formula (9) is obtained.
ここで、P1〜P5は、有効電力Pの代表的な次数の高調波成分値である。式(9)について、有効電力の値PL1〜PL5についてまとめると、式(10)が得られる。 Here, P1 to P5 are harmonic component values of typical orders of the active power P. When the active power values PL1 to PL5 are summarized for the expression (9), the expression (10) is obtained.
ここで、αijは既知である。P1〜P5は、測定装置8が測定した有効電力Pのうち、特徴を有する高調波成分として選択された高調波成分値である。有効電力PL1〜PL5は、式(10)から得ることができる。
Here, α ij is known. P <b> 1 to P <b> 5 are harmonic component values selected as the characteristic harmonic components of the active power P measured by the measuring
有効電力推定部233は、有効電力Pの高調波成分値P1〜P5に基づいて、有効電力の値PL1〜PL5を算出する。有効電力推定部233は、有効電力の値PL1〜PL5を表す情報を、余裕電力推定部24に出力する。
The active
図13は、地域エネルギー管理システム10の動作を示す図である。高調波パターン100−1〜100−Nは、例えば、図9〜図12に示されている図である。高調波パターンは、式(9)に示すマトリクス[αij]における列ベクトルで示される。有効電力の値101−1は、高調波パターン100−1に基づいて算出された有効電力の値(PL1)である。有効電力時系列データ102は、算出された有効電力の時系列データである。実測高調波成分103は、例えば、図8に示す波形データである。
FIG. 13 is a diagram illustrating the operation of the regional
図9〜図12に示す有効電力の高調波成分は、パターンに特徴を有している。例えば、高調波含有率が相対的に多い有効電力の高調波成分は、パターンに特徴を有している。図9〜図12に示す有効電力の高調波成分は、次数5と次数7と次数11と次数13と次数17と次数19とに特徴がある。例えば、図9に示す有効電力の高調波成分は、次数3と次数5と次数7と次数9と次数11と次数13と次数15と次数17と次数19とに特徴がある。例えば、図12に示す有効電力の高調波成分は、次数3と次数5と次数7と次数9と次数11とに特徴がある。
The harmonic component of the active power shown in FIGS. 9 to 12 has a characteristic pattern. For example, a harmonic component of active power having a relatively high harmonic content has a feature in the pattern. The harmonic components of the active power shown in FIGS. 9 to 12 are characterized by the
有効電力推定部233は、特徴がある高調波成分の次数を選択し、式(10)に基づいて、有効電力PL1〜PL5を算出する。図9に示す有効電力の高調波成分は、例えば、3次と15次とに顕著な特徴がある。図11に示す有効電力の高調波成分は、例えば、17次と19次とに顕著な特徴がある。図12に示す有効電力の高調波成分は、例えば、3次と5次と7次とに顕著な特徴がある。よって、これらの次数のうち、例えば、3次と5次と7次と15次と17次とを選択すれば、式(10)は、式(11)で表される。
The active
有効電力推定部233は、測定点での有効電力の高調波成分P3とP5とP7とP15とP17を表す情報を取得する。有効電力推定部233は、式(11)に基づいて、有効電力PL1とPL2とPL3とPL4とPL5とを表す情報を、余裕電力推定部24に出力する。
The active
有効電力推定部233は、電力ロスを高調波成分ごとに推定し、推定した電力ロスに基づいて、有効電力の推定誤差を補正する。有効電力Pのi次の高調波成分Piと、式(8)に示す有効電力のi次の高調波成分に起因する電力ロスPlosijとには、式(12)と式(13)に示す関係がある。
The active
ここで、rは、電気系統21から電力が供給される機器22の抵抗値を示す。QLijは、無効電力のi次の高調波成分を示す。Vijは、電圧のi次の高調波成分を示す。aijとbijとは、有効電力のi次の高調波成分に対する近似式の定数である。よって、高調波成分の電力ロスを考慮する式(12)と式(13)を、式(9)に代入すると、式(14)が得られる。
Here, r indicates the resistance value of the
式(14)に示す有効電力PL1〜PL5についてまとめると、式(15)が得られる。 Summarizing the effective powers PL1 to PL5 shown in Expression (14), Expression (15) is obtained.
ここで、γijは既知である。P1〜P5は、測定点で測定装置8が測定した有効電力Pの高調波成分を示す。有効電力PL1〜PL5は、式(15)から得られる。
Here, γ ij is known. P1 to P5 indicate harmonic components of the active power P measured by the measuring
有効電力推定部233は、測定点での有効電力の高調波成分P1とP2とP3とP4とP5とを表す情報を、記憶部231から取得する。有効電力推定部233は、式(15)に基づいて、有効電力PL1とPL2とPL3とPL4とPL5とを表す情報を、余裕電力推定部24に出力する。
ここまでが、機器22の有効電力の推定値を得るための第1の方法の説明である。
The active
This is the description of the first method for obtaining the estimated value of the active power of the
機器22の有効電力の推定値を得るための第2の方法を説明する。
測定点での有効電力Pの高調波成分と、有効電力の高調波成分とには、式(8)や式(9)に示す関係がある。式(9)に示す行列は、正方行列であるが、実際には行の数と列の数とが異なることも多い。式(9)の左辺に示された実測高調波ベクトルと、式(9)の右辺に示された行列における列ベクトルである高調波ベクトルと、高調波成分の数mと、機器22の台数nとの関係は、式(16)に示す近似式で表される。
A second method for obtaining an estimated value of the active power of the
The harmonic component of the active power P at the measurement point and the harmonic component of the active power have a relationship shown in Expression (8) and Expression (9). The matrix shown in Equation (9) is a square matrix, but in reality, the number of rows and the number of columns are often different. The measured harmonic vector shown on the left side of Equation (9), the harmonic vector that is a column vector in the matrix shown on the right side of Equation (9), the number m of harmonic components, and the number n of
この関係は、式(16)の右辺から得られるベクトルである実測高調波近似値ベクトルを用いて、式(17)で表すことができる。 This relationship can be expressed by Expression (17) using an actually measured harmonic approximate value vector that is a vector obtained from the right side of Expression (16).
有効電力推定部233は、実測高調波ベクトルで表される実測値と、式(17)で表される実測高調波近似値ベクトルとの誤差が最小となるように、機器22の有効電力の値を推定する。また、有効電力推定部233は、実測高調波ベクトルの要素と、実測高調波近似値ベクトルの要素との差分の二乗の合計値を最小化する最小二乗法に基づいて、有効電力の値を算出する。
The active
実測高調波ベクトルの要素と、実測高調波近似値ベクトルの要素との差分の二乗の合計値Sは、式(18)により表される。 The total sum S of the squares of the difference between the measured harmonic vector element and the measured harmonic approximate value vector element is expressed by Expression (18).
以下、式の中では、総和の記号を簡略化して「Σ」と表記する。
有効電力推定部233は、推定誤差を最小二乗法で最小化するため、それぞれの有効電力の値で、式(18)を偏微分し、偏微分した結果が値0となるように、有効電力の値を算出する。有効電力の値で式(18)を偏微分すると、式(19)が得られる。
Hereinafter, in the equations, the summation symbol is simplified and expressed as “Σ”.
In order to minimize the estimation error by the least square method, the active
式(19)が展開されると、式(20)が得られる。 When equation (19) is expanded, equation (20) is obtained.
式(20)の値を0として、それぞれの有効電力の値に基づく式(19)を行列形式で表すと、式(21)が得られる。 When the value of Expression (20) is set to 0 and Expression (19) based on the value of each active power is expressed in a matrix format, Expression (21) is obtained.
式(21)の右辺の行列は、Σαik×αij(k列j行又はj列k行)と、Σαij×αij(j列j行の対角成分)とを要素とする対称行列である。式(21)の右辺の行列は、「高調波成分の次数の個数≧高調波を発生させる機器22の個数」が成り立つ場合に正則行列(Non-Singular Matrix)となり、逆行列を算出可能である。この場合、式(21a)により、それぞれの有効電力の値を算出可能である。
The matrix on the right side of Expression (21) is a symmetric matrix having Σα ik × α ij (k columns j rows or j columns k rows) and Σα ij × α ij (diagonal components of j columns j rows). It is. The matrix on the right side of Expression (21) is a regular matrix (Non-Singular Matrix) when “the number of harmonic component orders ≧ the number of
有効電力推定部233は、式(21a)に基づいて、有効電力PL1、PL2、PL3、…、PLnを、余裕電力推定部24に出力する。
The active
なお、有効電力推定部233は、式(16)に示すαijの代わりに、式(14)に示すγijを使用すれば、式(16)から式(20)によって、有効電力の値を算出可能である。
ここまでが、機器22の有効電力の推定値を得るための第2の方法の説明である。
Note that the active
This is the description of the second method for obtaining the estimated value of the active power of the
余裕電力推定部24の詳細を説明する。
余裕電力推定部24は、機器22の現在の有効電力の推定値を、電力負荷推定部23から取得する。余裕電力推定部24は、機器22の現在の有効電力の推定値と、予め定められた電力需要の想定とに基づいて、余裕電力を推定する。予め定められた電力需要の想定は、例えば、DR管理部17の管理者等が経験に基づいて定める。予め定められた電力需要の想定は、例えば、電力需要の履歴に基づいて需要予測部14が定めてもよい。電力需要の想定は、削減の容易さに応じて予め定められたランクによって表現されてもよい。削減の容易さに応じて予め定められたランクは、有効電力における割合で表現されてもよい。例えば、ランクAが有効電力における40%、ランクBが有効電力における30%、ランクCが有効電力における20%、ランクDが有効電力における10%のように、各ランクが表現されてもよい。余裕電力推定部24は、機器22の現在の有効電力の推定値と、需要家9の管理者に対する事前の聞き取り調査の結果とに基づいて、余裕電力を推定してもよい。
Details of the margin
The surplus
図14は、機器22の種別ごとの電力を示す図である。機器22の種別ごとの電力には、空調電力26と、動力負荷27(動力負荷に応じた電力)と、PC・OA電力28(パーソナルコンピュータ及びOA機器の電力)と、照明電力29とがある。需要家9−1(工場の建物)では、動力負荷27が相対的に多い。需要家9−2(オフィスビル)では、空調電力26及び照明電力29が相対的に多い。需要家9−3(学校の建物)では、動力負荷27が相対的に少ない。
FIG. 14 is a diagram illustrating the power for each type of the
図15は、デマンドレスポンスの実施の容易さとランクとの関係を示す図である。ランクは、需要家9の電力需要のうち削減することが可能である度合いを示す。すなわち、ランクは、削減の容易さに応じて予め定められる。ランクA〜Dのうち、ランクAは、需要家9の電力需要を削減することが最も容易である機器22の電力(余裕電力)に割り当てられる。すなわち、機器22についてランクAが割り当てられた電力負荷は、削減することが容易である。ランクBは、需要家9の電力需要を削減することがランクAの次に容易である機器22の電力(余裕電力)に割り当てられる。すなわち、機器22についてランクBが割り当てられた電力負荷は、削減することの困難さが普通である。ランクCは、需要家9の電力需要を削減することがランクBの次に容易である機器22の電力(余裕電力)に割り当てられる。すなわち、機器22についてランクCが割り当てられた電力負荷は、削減することが困難である。ランクDは、需要家9の電力需要を削減することができない機器22の電力に割り当てられる。すなわち、機器22についてランクCが割り当てられた電力負荷は、削減することが不可である。なお、ランクは、1時間又は30分間あたりの余裕電力である余裕電力量に対応付けられてもよい。
FIG. 15 is a diagram illustrating the relationship between the ease of demand response implementation and the rank. The rank indicates the degree that it is possible to reduce the power demand of the
図16は、機器22の種別ごとの電力とランクとを示す図である。横軸は、需要家9を示す。縦軸は、電力(kW)を示す。DR管理部17の管理者等は、電力需要に関する経験に基づいて、空調電力26に対してランクA〜Dを割り当てる。DR管理部17の管理者等は、需要家9の管理者に対する事前の聞き取り調査の結果に基づいて空調電力26に対してランクA〜Dを割り当ててもよい。図16では、DR管理部17の管理者等は、需要家9−1の空調電力26−1に対して、ランクB及びDを割り当てる。DR管理部17の管理者等は、設定温度に応じて削減される消費電力に応じて、空調電力26−1に対してランクを割り当ててもよい。DR管理部17の管理者等は、動力負荷27とPC・OA電力28と照明電力29とに対しても、ランクA〜Dを割り当てる。
FIG. 16 is a diagram illustrating the power and rank for each type of the
図17は、ランクごとの電力を示す図である。横軸は、需要家9を示す。縦軸は、電力(kW)を示す。余裕電力推定部24は、需要家9の電力需要における余裕電力を、ランクごとにまとめたグラフを作成してもよい。余裕電力推定部24は、ランクごとに余裕電力をまとめたグラフを、計画部25の表示部250に表示してもよい。需要家9−1(工場の建物)では、動力負荷27が相対的に多いので、ランクD余裕電力303−1がランクB余裕電力301−1よりも多い。
FIG. 17 is a diagram illustrating power for each rank. The horizontal axis indicates the
以下、ランクAが割り当てられた余裕電力を「ランクA余裕電力」という。以下、ランクBが割り当てられた余裕電力を「ランクB余裕電力」という。以下、ランクCが割り当てられた余裕電力を「ランクC余裕電力」という。以下、ランクDが割り当てられた余裕電力を「ランクD余裕電力」という。 Hereinafter, the surplus power to which rank A is assigned is referred to as “rank A surplus power”. Hereinafter, the surplus power to which rank B is assigned is referred to as “rank B surplus power”. Hereinafter, the surplus power to which rank C is assigned is referred to as “rank C surplus power”. Hereinafter, the surplus power to which rank D is assigned is referred to as “rank D surplus power”.
需要家9−2(オフィスビル)では、動力負荷27が相対的に少ないので、ランクA余裕電力300−2、ランクB余裕電力301−2又はランクC余裕電力302−2がランクD余裕電力303−2よりも相対的に多い。需要家9−3(学校の建物)では、動力負荷27が相対的に少ないので、ランクA余裕電力300−3、ランクB余裕電力301−3又はランクC余裕電力302−3がランクD余裕電力303−3よりも相対的に多い。 In the customer 9-2 (office building), since the power load 27 is relatively small, the rank A margin power 300-2, the rank B margin power 301-2, or the rank C margin power 302-2 is rank D margin power 303. Relatively more than -2. In customer 9-3 (school building), since power load 27 is relatively small, rank A margin power 300-3, rank B margin power 301-3 or rank C margin power 302-3 is rank D margin power. It is relatively more than 303-3.
図18は、ランクAの電力を示す図である。横軸は、需要家9を示す。縦軸は、電力(kW)を示す。余裕電力推定部24は、ランクAが割り当てられた余裕電力のグラフを、図17に示すグラフから抽出してもよい。図18では、余裕電力推定部24は、ランクA余裕電力300−2を示すグラフと、ランクA余裕電力300−3を示すグラフとを、図17に示すグラフから抽出する。余裕電力推定部24は、ランクAが割り当てられた余裕電力のグラフを、計画部25の表示部250に表示してもよい。
FIG. 18 is a diagram illustrating rank A power. The horizontal axis indicates the
図19は、ランクA及びランクBの電力を示す図である。横軸は、需要家9を示す。縦軸は、電力(kW)を示す。余裕電力推定部24は、ランクA及びランクBが割り当てられた余裕電力のグラフを、図17に示すグラフから抽出してもよい。図19では、余裕電力推定部24は、ランクB余裕電力301−1を示すグラフと、ランクA余裕電力300−2を示すグラフと、ランクB余裕電力301−2を示すグラフと、ランクA余裕電力300−3を示すグラフと、ランクB余裕電力301−3を示すグラフとを、図17に示すグラフから抽出する。余裕電力推定部24は、ランクA及びランクBが割り当てられた余裕電力のグラフを、計画部25の表示部250に表示してもよい。
FIG. 19 is a diagram illustrating the power of rank A and rank B. The horizontal axis indicates the
図20は、ランクA、ランクB及びランクCの電力を示す図である。横軸は、需要家9を示す。縦軸は、電力(kW)を示す。余裕電力推定部24は、ランクA、ランクB及びランクCが割り当てられた余裕電力のグラフを、図17に示すグラフから抽出してもよい。図20では、余裕電力推定部24は、ランクB余裕電力301−1を示すグラフと、ランクA余裕電力300−2を示すグラフと、ランクB余裕電力301−2を示すグラフと、ランクC余裕電力302−2を示すグラフと、ランクA余裕電力300−3を示すグラフと、ランクB余裕電力301−3を示すグラフと、ランクC余裕電力302−3を示すグラフとを、図17に示すグラフから抽出する。余裕電力推定部24は、ランクA、ランクB及びランクCが割り当てられた余裕電力のグラフを、計画部25の表示部250に表示してもよい。
FIG. 20 is a diagram illustrating the power of rank A, rank B, and rank C. The horizontal axis indicates the
図21は、ランクAの電力の合計を示す図である。横軸は、需要家9を示す。縦軸は、電力(kW)を示す。余裕電力推定部24は、ランクAが割り当てられた余裕電力の合計を示すグラフを、図17に示すグラフに基づいて作成してもよい。図21では、余裕電力推定部24は、ランクA余裕電力300−2とランクA余裕電力300−3との合計を示すグラフを、図17に示すグラフに基づいて作成する。余裕電力推定部24は、ランクA余裕電力300−2とランクA余裕電力300−3との合計を示すグラフを、計画部25の表示部250に表示してもよい。
FIG. 21 is a diagram showing the total power of rank A. The horizontal axis indicates the
図22は、ランクA及びランクBの電力の合計を示す図である。横軸は、需要家9を示す。縦軸は、電力(kW)を示す。余裕電力推定部24は、ランクA及びランクBが割り当てられた余裕電力の合計を示すグラフを、図17に示すグラフに基づいて作成してもよい。図22では、余裕電力推定部24は、ランクB余裕電力301−1とランクA余裕電力300−2とランクB余裕電力301−2とランクA余裕電力300−3とランクB余裕電力301−3との合計を示すグラフを、図17に示すグラフに基づいて作成する。余裕電力推定部24は、ランクA余裕電力300−2とランクA余裕電力300−3との合計を示すグラフを、計画部25の表示部250に表示してもよい。
FIG. 22 is a diagram illustrating the sum of power of rank A and rank B. In FIG. The horizontal axis indicates the
図23は、ランクBの電力の合計を示す図である。横軸は、需要家9を示す。縦軸は、電力(kW)を示す。余裕電力推定部24は、ランクBが割り当てられた余裕電力の合計を示すグラフを、図17に示すグラフに基づいて作成してもよい。図23では、余裕電力推定部24は、ランクB余裕電力301−1とランクB余裕電力301−2とランクB余裕電力301−3との合計を示すグラフを、図17に示すグラフに基づいて作成する。余裕電力推定部24は、ランクB余裕電力301−1とランクB余裕電力301−2とランクB余裕電力301−3との合計を示すグラフを、計画部25の表示部250に表示してもよい。
FIG. 23 is a diagram illustrating the total power of rank B. The horizontal axis indicates the
図24は、ランクA、ランクB及びランクCの電力の合計を示す図である。横軸は、需要家9を示す。縦軸は、電力(kW)を示す。余裕電力推定部24は、ランクA、ランクB及びランクCが割り当てられた余裕電力の合計を示すグラフを、図17に示すグラフに基づいて作成してもよい。図24では、余裕電力推定部24は、ランクB余裕電力301−1とランクA余裕電力300−2とランクB余裕電力301−2とランクC余裕電力302−2とランクA余裕電力300−3とランクB余裕電力301−3とランクC余裕電力302−3との合計を示すグラフを、図17に示すグラフに基づいて作成する。余裕電力推定部24は、ランクB余裕電力301−1とランクA余裕電力300−2とランクB余裕電力301−2とランクC余裕電力302−2とランクA余裕電力300−3とランクB余裕電力301−3とランクC余裕電力302−3との合計を示すグラフを、計画部25の表示部250に表示してもよい。
FIG. 24 is a diagram illustrating the sum of power of rank A, rank B, and rank C. The horizontal axis indicates the
図25は、ランクCの電力の合計を示す図である。横軸は、需要家9を示す。縦軸は、電力(kW)を示す。余裕電力推定部24は、ランクCが割り当てられた余裕電力の合計を示すグラフを、図17に示すグラフに基づいて作成してもよい。図25では、余裕電力推定部24は、ランクC余裕電力302−2とランクC余裕電力302−3との合計を示すグラフを、図17に示すグラフに基づいて作成する。余裕電力推定部24は、ランクC余裕電力302−2とランクC余裕電力302−3との合計を示すグラフを、計画部25の表示部250に表示してもよい。
FIG. 25 is a diagram illustrating the sum of rank C power. The horizontal axis indicates the
図4に示す計画部25は、電力負荷推定部23が推定した有効電力の推定値と、余裕電力推定部24が推定した余裕電力の推定値とに基づいて、デマンドレスポンスの計画を決定する。計画部25は、需要家9におけるデマンドレスポンスの実施が容易である余裕電力を優先して、デマンドレスポンスの計画を決定する。例えば、計画部25は、ランクAが割り当てられた余裕電力を優先して、デマンドレスポンスの計画を決定する。なお、計画部25は、1時間又は30分間あたりの余裕電力(余裕電力量)に基づいて、デマンドレスポンスの計画を決定してもよい。
The
計画部25は、ランクAが割り当てられた余裕電力のみでは削減電力の目標値を達成できない場合には、ランクA及びランクBが割り当てられた余裕電力に基づいて、デマンドレスポンスの計画を決定する。計画部25は、ランクA及びランクBが割り当てられた余裕電力のみでは削減電力の目標値を達成できない場合には、ランクA、ランクB及びランクCが割り当てられた余裕電力に基づいて、デマンドレスポンスの計画を決定する。計画部25は、デマンドレスポンスの計画を示す情報を、DR要請部20に送信する。
The
以上のように、第1の実施形態のDR管理部17(電力推定装置)は、高調波成分決定部230と、有効電力推定部233と、余裕電力推定部24とを持つ。高調波成分決定部230は、機器22に電力を供給する電気系統21の電気物理量に基づいて機器22の有効電力の高調波成分値を決定する。有効電力推定部233は、有効電力の高調波成分値に基づいて機器22の種別ごとの有効電力を推定する。余裕電力推定部24は、機器22の電力需要から削減することが可能な電力である余裕電力の値を、削減の容易さに応じて予め定められたランクと機器22の種別ごとの有効電力の推定値とに基づいて推定する。
As described above, the DR management unit 17 (power estimation device) of the first embodiment includes the harmonic
この構成によって、第1の実施形態のDR管理部17(電力推定装置)は、需要家9の電力需要のうち削減することが可能な電力である余裕電力を推定することができる。
With this configuration, the DR management unit 17 (power estimation device) of the first embodiment can estimate the margin power that is power that can be reduced in the power demand of the
計画部25は、機器22の種別ごとの有効電力の推定値と余裕電力とに基づいて、機器22の電力需要から削減する電力の値を定める。
この構成によって、第1の実施形態のDR要請部20(電力推定装置)は、デマンドレスポンスを迅速に要請することができる。
The
With this configuration, the DR request unit 20 (power estimation apparatus) of the first embodiment can quickly request a demand response.
(第2の実施形態)
第2の実施形態は、発電機5の発電電力における余裕電力が考慮される点が、第1の実施形態と相違する。第2の実施形態では、第1の実施形態との相違点についてのみ説明する。
(Second Embodiment)
The second embodiment is different from the first embodiment in that the surplus power in the generated power of the
発電機5の発電電力における余裕電力(予備力)には、瞬動予備力と、待機予備力とがある。瞬動予備力は、運転中の発電機5の発電電力が最大発電電力(最大出力)となるまで発電する予備力である。待機予備力は、停止中の発電機5が起動して、発電機5の発電電力が最大発電電力となるまで発電する予備力である。
The surplus power (reserve capacity) in the generated power of the
図26は、地域エネルギー管理システム10の構成の例を示す図である。余裕電力推定部24は、機器22の現在の有効電力の推定値を、電力負荷推定部23から取得する。余裕電力推定部24は、機器22の現在の有効電力の推定値を、電力負荷推定部23から取得する。余裕電力推定部24は、機器22の現在の有効電力の推定値と、予め定められた電力需要の想定値とに基づいて、余裕電力を推定する。
FIG. 26 is a diagram illustrating an example of the configuration of the regional
余裕電力推定部24は、発電機5の発電電力における余裕電力の値を、発電機制御部18から取得する。余裕電力推定部24は、余裕電力の値に、発電機5の発電電力における余裕電力の値を加算する。余裕電力推定部24は、加算した結果を、余裕電力の更新後の値と定める。すなわち、余裕電力推定部24は、発電機5の発電電力における余裕電力の値を、需要家9における電力需要の余裕電力の値に含める。
The surplus
以上のように、第2の実施形態における余裕電力推定部24は、機器22に電力を供給することが可能である発電機5の電力の値とランクと有効電力の推定値とに基づいて、余裕電力の値を推定する。
この構成によって、第2の実施形態における余裕電力推定部24は、機器22の余裕電力と比較してより多い余裕電力の値を推定することができる。計画部25は、より柔軟にデマンドレスポンスの計画を決定することができる。
As described above, the marginal
With this configuration, the surplus
(第3の実施形態)
第3の実施形態は、蓄電池6の放電電力における余裕電力が更に考慮される点が、第2の実施形態と相違する。第3の実施形態では、第2の実施形態との相違点についてのみ説明する。
(Third embodiment)
The third embodiment is different from the second embodiment in that the surplus power in the discharged power of the
蓄電池6の発電電力における余裕電力(予備力)(放電可能電力)には、瞬動予備力と、待機予備力とがある。瞬動予備力は、運転中の蓄電池6の放電電力が最大放電電力(最大出力)となるまで放電する予備力である。瞬動予備力は、運転中の蓄電池6の充電残量に基づいて推定される。蓄電池6は、最大放電電力を超える電力を放電をすることはできない。待機予備力は、停止中の蓄電池6が起動して、蓄電池6の放電電力が最大放電電力となるまで放電する予備力である。
The surplus power (reserve power) (dischargeable power) in the generated power of the
図27は、地域エネルギー管理システム10の構成の例を示す図である。余裕電力推定部24は、機器22の現在の有効電力の推定値を、電力負荷推定部23から取得する。余裕電力推定部24は、機器22の現在の有効電力の推定値を、電力負荷推定部23から取得する。余裕電力推定部24は、機器22の現在の有効電力の推定値と、予め定められた電力需要の想定値とに基づいて、余裕電力を推定する。
FIG. 27 is a diagram illustrating an example of the configuration of the regional
余裕電力推定部24は、発電機5の発電電力における余裕電力の値を、発電機制御部18から取得する。余裕電力推定部24は、余裕電力の値に、発電機5の発電電力における余裕電力の値を加算する。余裕電力推定部24は、加算した結果を、余裕電力の更新後の第1値と定める。
The surplus
余裕電力推定部24は、蓄電池6の放電電力における余裕電力の値を、蓄電池制御部19から取得する。余裕電力推定部24は、余裕電力の更新後の第1値に、蓄電池6の放電電力における余裕電力の値を加算する。余裕電力推定部24は、蓄電池6の放電電力における余裕電力の値を加算した結果を、余裕電力の更新後の第2値と定める。すなわち、余裕電力推定部24は、蓄電池6の放電電力における余裕電力の値を、需要家9における電力需要の余裕電力の値に含める。
The surplus
余裕電力推定部24は、発電機制御部18から取得した情報に基づいて、蓄電池6の放電電力における余裕電力の値を決定してもよい。
The surplus
図28は、蓄電池6の放電電力における余裕電力の値を決定する動作を示すフローチャートである。余裕電力推定部24は、蓄電池6の現在の放電電力情報と充電残量情報とを、蓄電池制御部19から取得する(ステップS101)。余裕電力推定部24は、式(22)に基づいて推定する(ステップS102)。
FIG. 28 is a flowchart showing an operation for determining the value of the surplus power in the discharged power of the
余裕電力推定部24は、式(23)に基づいて、蓄電池6の余裕電力量を推定する(ステップS103)。
The surplus
余裕電力推定部24は、蓄電池6の余裕電力量が充電残量を超えているか否かを、式(24)に基づいて判定する(ステップS104)。
The surplus
蓄電池6の余裕電力量が充電残量を超えている場合(ステップS104:YES)、余裕電力推定部24は、式(25)に基づいて、蓄電池6の充電残量と等しい値に放電電力量を定める(ステップS105)。
When the surplus power amount of the
蓄電池6の余裕電力量が充電残量以下である場合(ステップS104:NO)、余裕電力推定部24は、式(26)に基づいて、蓄電池6の余裕電力量と等しい値に放電電力量を定める(ステップS106)。
When the surplus power amount of the
余裕電力推定部24は、式(27)に基づいて、蓄電池6の放電電力における余裕電力の値を推定する。式(27)の左辺は、蓄電池6の放電電力における余裕電力の値を示す。デマンドレスポンス(DR)の単位時間は、例えば、1時間又は30分間である(ステップS107)。
The margin
以上のように、第3の実施形態における余裕電力推定部24は、機器22に電力を供給することが可能である蓄電池6の電力の値とランクと有効電力の推定値とに基づいて、余裕電力の値を推定する。第3の実施形態における余裕電力推定部24は、発電機5及び蓄電池6の少なくとも一方の電力の値とランクと有効電力の推定値とに基づいて、余裕電力の値を推定してもよい。
この構成によって、第3の実施形態における余裕電力推定部24は、機器22の余裕電力と比較してより多い余裕電力の値を推定することができる。計画部25は、より柔軟にデマンドレスポンスの計画を決定することができる。
As described above, the margin
With this configuration, the surplus
(第4の実施形態)
第4の実施形態は、需要家9の管理者に地域エネルギー管理システム10が支払うインセンティブに応じて計画部25がデマンドレスポンスの計画を決定する点が、第1の実施形態と相違する。第4の実施形態では、第1の実施形態との相違点についてのみ説明する。
(Fourth embodiment)
The fourth embodiment is different from the first embodiment in that the
図4に示す計画部25は、発電機5の運転コスト(以下、「発電機運転コスト」という。)と、蓄電池6の運転コスト(以下、「蓄電池運転コスト」という。)と、余裕電力の値とに基づいて、需要家9に支払うインセンティブ(以下、「需要家インセンティブ」という。)を算出する。需要家インセンティブは、契約に基づく要請に応じてデマンドレスポンスを実施した需要家9の管理者等に地域エネルギー管理システム10が支払う対価である。
The
発電機運転コストは、例えば、発電機制御部18が支払う燃料代である。発電機運転コストは、燃料がガスである場合、式(28)で表される。
The generator operating cost is, for example, a fuel cost paid by the
総合効率は、式(29)で表される。式(29)に示す電気効率及び熱効率は、発電機5ごとに固有の値である。
The overall efficiency is expressed by equation (29). The electric efficiency and the thermal efficiency shown in Expression (29) are unique values for each
蓄電池運転コストは、式(30)で表される。 The storage battery operating cost is expressed by Expression (30).
次に、需要家インセンティブを決定する方法を説明する。
以下、DR要請部20が需要家9の管理者に需要家インセンティブを提示した場合に、需要家9の管理者が需要家インセンティブを承諾してデマンドレスポンスを実施したことによって電力需要から削減された電力を「DR実施電力」という。
Next, a method for determining customer incentives will be described.
Hereinafter, when the
図29は、DR実施電力と需要家インセンティブとの関係の例を示す図である。横軸は、需要家インセンティブを示す。縦軸は、DR実施電力を示す。DR実施電力は、提示された需要家インセンティブが多いほど高い。DR実施電力は、デマンドレスポンスが実施される時間単位に基づく電力量で表現されてもよい。デマンドレスポンスが実施される時間単位は、例えば、1時間である。デマンドレスポンスが実施される時間単位が1時間である場合、DR実施電力(kW)とDR実施電力量(kWh)とは、数値が同じである。 FIG. 29 is a diagram illustrating an example of the relationship between DR execution power and customer incentives. The horizontal axis shows customer incentives. The vertical axis represents DR execution power. The DR implementation power is higher as there are more presented customer incentives. The DR execution power may be expressed as an amount of power based on a time unit in which the demand response is executed. The time unit for executing the demand response is, for example, one hour. When the time unit in which the demand response is performed is one hour, the DR execution power (kW) and the DR execution power amount (kWh) have the same numerical value.
地域エネルギー管理システム10のDR要請部20は、デマンドレスポンスの実施を要請するための要請信号を、上位系統2(商用系統)から取得する場合がある。以下、DR要請部20が上位系統2から提示されたインセンティブ(対価)を、「上位系統インセンティブ」という。上位系統2は、需要家9の管理者等にデマンドレスポンスの実施を要請した地域エネルギー管理システム10に対して支払う。
The
図30は、DR実施電力と需要家インセンティブと上位系統インセンティブとの関係の例を示す図である。横軸は、需要家インセンティブを示す。縦軸は、DR実施電力を示す。地域エネルギー管理システム10は、DR要請部20が上位系統2から提示された上位系統インセンティブよりも、DR要請部20が需要家9の管理者に支払う需要家インセンティブが多い場合、損をする。すなわち、地域エネルギー管理システム10は、DR要請部20が上位系統2から提示された上位系統インセンティブが、DR要請部20が需要家9の管理者に支払う需要家インセンティブよりも少ない場合、得をする。
FIG. 30 is a diagram illustrating an example of a relationship among DR execution power, a customer incentive, and a higher system incentive. The horizontal axis shows customer incentives. The vertical axis represents DR execution power. The regional
DR実施電力は、需要家インセンティブが少なくなるほど低くなる。したがって、DR実施電力は、需要家インセンティブが少なくなるほど、上位系統2から削減を要請された電力以上となり難い。
DR implementation power decreases as customer incentives decrease. Therefore, the DR implementation power is less likely to exceed the power requested to be reduced by the
図31は、DR実施電力と需要家インセンティブと上位系統インセンティブと発電機運転コストとの関係の例を示す図である。横軸は、需要家インセンティブを示す。縦軸は、DR実施電力を示す。発電機5が発電した電力は、需要家9の機器22に供給される。発電機運転コストが上位系統インセンティブより低く、かつ、計画部25が発電機5を運転させた場合、地域エネルギー管理システム10は、計画部25が発電機5を運転させない場合と比較して得をする。図4に示す計画部25は、発電機5を運転させる計画を作成する。発電機5を運転させることによって、需要家9の機器22の電力需要における余裕電力が増加する。
FIG. 31 is a diagram illustrating an example of a relationship among DR execution power, customer incentives, higher system incentives, and generator operating costs. The horizontal axis shows customer incentives. The vertical axis represents DR execution power. The electric power generated by the
以下、需要家9の機器22における電力需要から削減するようDR要請部20が上位系統2から要請された電力を、「DR実施要請電力」という。以下、発電機5及び蓄電池6が停止した場合におけるDR実施要請電力を、「停止時DR実施要請電力」という。以下、発電機5のみ運転する場合におけるDR実施要請電力を、「発電時DR実施要請電力」という。以下、発電機5及び蓄電池6を運転する場合におけるDR実施要請電力を、「発放電時DR実施要請電力」という。
Hereinafter, the power requested by the
図32は、発電時DR実施要請電力の例を示す図である。横軸は、需要家インセンティブを示す。縦軸は、DR実施電力を示す。発電機5が発電した電力は、需要家9の機器22に供給される。発電機運転コストが上位系統インセンティブより低く、かつ、計画部25が発電機5を運転させた場合、地域エネルギー管理システム10は、計画部25が発電機5を運転させない場合と比較して得をする。図4に示す計画部25は、発電機5を運転させる計画を作成する。発電機5を運転させることによって、需要家9の機器22の電力需要における余裕電力が増加する。
FIG. 32 is a diagram illustrating an example of DR execution request power during power generation. The horizontal axis shows customer incentives. The vertical axis represents DR execution power. The electric power generated by the
図32では、DR実施電力と需要家インセンティブとの関係を示す曲線と、停止時DR実施要請電力を示す線との交点は、地域エネルギー管理システム10が損をする領域にある。すなわち、地域エネルギー管理システム10が発電機5及び蓄電池6のいずれも運転することなく需要家9の機器22がデマンドレスポンスを実施した場合、需要家インセンティブが上位系統インセンティブよりも高いので、地域エネルギー管理システム10は損をする。
In FIG. 32, the intersection of the curve indicating the relationship between the DR execution power and the customer incentive and the line indicating the DR execution request power at the time of stop is in an area where the local
図32では、DR実施電力と需要家インセンティブとの関係を示す曲線と、発電時DR実施要請電力を示す線との交点は、地域エネルギー管理システム10が損をする領域にある。すなわち、地域エネルギー管理システム10が発電機5のみを運転して需要家9の機器22がデマンドレスポンスを実施した場合、需要家インセンティブが上位系統インセンティブよりも高いので、地域エネルギー管理システム10は損をする。停止時DR実施要請電力と発電時DR実施要請電力との差は、発電機5の発電電力を示す。
In FIG. 32, the intersection of the curve indicating the relationship between the DR execution power and the customer incentive and the line indicating the DR execution request power during power generation is in a region where the local
以下、計画部25が作成した計画に基づくデマンドレスポンスの実施によって電力需要から削減される予定である電力を「DR実施予定電力」という。以下、DR実施予定電力が電力需要から削減された場合に地域エネルギー管理システム10が需要家9の管理者等に支払う需要家インセンティブを「予定インセンティブ」という。以下、上位系統インセンティブよりも少ない需要家インセンティブを「経済的需要家インセンティブ」という。
Hereinafter, the power that is scheduled to be reduced from the power demand by performing the demand response based on the plan created by the
図33は、発放電時DR実施要請電力の例を示す図である。横軸は、需要家インセンティブを示す。縦軸は、DR実施電力を示す。発電機5が発電した電力は、需要家9の機器22に供給される。発電機運転コストが上位系統インセンティブより低く、かつ、計画部25が発電機5を運転させた場合、地域エネルギー管理システム10は、計画部25が発電機5を運転させない場合と比較して得をする。図4に示す計画部25は、発電機5を運転させる計画を作成する。発電機5を運転させることによって、需要家9の機器22の電力需要における余裕電力が増加する。
FIG. 33 is a diagram illustrating an example of DR execution request power during discharge / discharge. The horizontal axis shows customer incentives. The vertical axis represents DR execution power. The electric power generated by the
蓄電池6が放電した電力は、需要家9の機器22に供給される。蓄電池運転コストが上位系統インセンティブより低く、かつ、計画部25が蓄電池6を運転させた場合、地域エネルギー管理システム10は、計画部25が蓄電池6を運転させない場合と比較して得をする。図4に示す計画部25は、蓄電池6を運転させる計画を作成する。蓄電池6を運転させることによって、需要家9の機器22の電力需要における余裕電力が増加する。
The electric power discharged from the
図33では、DR実施電力と需要家インセンティブとの関係を示す曲線と、停止時DR実施要請電力を示す線との交点は、地域エネルギー管理システム10が損をする領域にある。すなわち、地域エネルギー管理システム10が発電機5及び蓄電池6のいずれも運転することなく需要家9の機器22がデマンドレスポンスを実施した場合、需要家インセンティブが上位系統インセンティブよりも高いので、地域エネルギー管理システム10は損をする。
In FIG. 33, the intersection of the curve indicating the relationship between the DR execution power and the customer incentive and the line indicating the DR execution request power at the time of stop is in an area where the local
図33では、DR実施電力と需要家インセンティブとの関係を示す曲線と、発電時DR実施要請電力を示す線との交点は、地域エネルギー管理システム10が損をする領域にある。すなわち、地域エネルギー管理システム10が発電機5のみを運転して需要家9の機器22がデマンドレスポンスを実施した場合、需要家インセンティブが上位系統インセンティブよりも高いので、地域エネルギー管理システム10は損をする。
In FIG. 33, the intersection of the curve indicating the relationship between the DR execution power and the customer incentive and the line indicating the DR execution request power during power generation is in a region where the local
図33では、DR実施電力と需要家インセンティブとの関係を示す曲線と、発放電時DR実施要請電力を示す線との交点は、地域エネルギー管理システム10が得をする領域にある。すなわち、地域エネルギー管理システム10が発電機5及び蓄電池6を運転して需要家9の機器22がデマンドレスポンスを実施した場合、予定インセンティブが上位系統インセンティブよりも少ないので、地域エネルギー管理システム10は得をする。計画部25は、予定インセンティブが上位系統インセンティブよりも少ないため、上位系統2から要請されたデマンドレスポンスを実施可能であると判定する。すなわち、計画部25は、予定インセンティブが経済的需要家インセンティブ(最適な需要家インセンティブ)であるため、上位系統2から要請されたデマンドレスポンスを実施可能であると判定する。発電時DR実施要請電力と発放電時DR実施要請電力との差は、蓄電池6の放電電力を示す。
In FIG. 33, the intersection of the curve indicating the relationship between the DR execution power and the customer incentive and the line indicating the DR execution request power at the time of discharge is in an area where the local
地域エネルギー管理システム10が発電機5及び蓄電池6を運転して需要家9の機器22がデマンドレスポンスを実施した場合、地域エネルギー管理システム10が得をするので、計画部25は、発電機5及び蓄電池6を運転する計画を作成する。
When the local
ランクAが割り当てられた余裕電力が電力需要から削減された場合、ランクBが割り当てられた余裕電力が電力需要から削減された場合と比較して、需要家インセンティブは少ない。ランクBが割り当てられた余裕電力が電力需要から削減された場合、ランクCが割り当てられた余裕電力が電力需要から削減された場合と比較して、需要家インセンティブは少ない。 When the surplus power to which rank A is assigned is reduced from the power demand, the customer incentive is less than when the surplus power to which rank B is assigned is reduced from the power demand. When the surplus power to which rank B is assigned is reduced from the power demand, the customer incentive is less than when the surplus power to which rank C is assigned is reduced from the power demand.
図34は、ランクAのDR実施予定電力の第1例を示す図である。横軸は、需要家インセンティブを示す。縦軸は、ランクAのDR実施電力を示す。図34では、ランクAの余裕電力は、停止時DR実施要請電力よりも多い。図34では、ランクAのDR実施電力と需要家インセンティブとの関係を示す曲線と、停止時DR実施要請電力を示す線との交点は、地域エネルギー管理システム10が得をする領域にある。すなわち、地域エネルギー管理システム10が発電機5及び蓄電池6を停止させて需要家9の機器22がデマンドレスポンスを実施した場合、予定インセンティブが上位系統インセンティブよりも少ないので、地域エネルギー管理システム10は得をする。図34では、ランクAのDR実施予定電力の値は、停止時DR実施要請電力の値と等しい。
FIG. 34 is a diagram illustrating a first example of DR scheduled execution power of rank A. The horizontal axis shows customer incentives. The vertical axis represents the DR execution power of rank A. In FIG. 34, the surplus power of rank A is greater than the stop-time DR execution request power. In FIG. 34, the intersection of the curve indicating the relationship between the rank A DR execution power and the customer incentive and the line indicating the stop DR execution request power is in an area where the local
したがって、計画部25は、ランクAが割り当てられた余裕電力を電力需要から削減し、発電機5又は蓄電池6を停止させる計画を作成することによって、デマンドレスポンスの要請を達成することができる。
Therefore, the
図35は、ランクAのDR実施予定電力の第2例を示す図である。横軸は、需要家インセンティブを示す。縦軸は、ランクAのDR実施電力を示す。図35では、ランクAの余裕電力は、停止時DR実施要請電力よりも少ない。したがって、計画部25は、ランクAの余裕電力のみを電力需要から削減する計画を作成しても、デマンドレスポンスの要請を達成することができない。
FIG. 35 is a diagram illustrating a second example of DR execution planned power of rank A. The horizontal axis shows customer incentives. The vertical axis represents the DR execution power of rank A. In FIG. 35, the surplus power of rank A is less than the stop-time DR execution request power. Therefore, even if the
図35では、ランクAのDR実施電力と需要家インセンティブとの関係を示す曲線と、発電時DR実施要請電力を示す線との交点は、地域エネルギー管理システム10が得をする領域にある。すなわち、地域エネルギー管理システム10が発電機5を運転させて需要家9の機器22がデマンドレスポンスを実施した場合、予定インセンティブが上位系統インセンティブよりも少ないので、地域エネルギー管理システム10は得をする。図35では、ランクAのDR実施予定電力の値は、発電時DR実施要請電力の値と等しい。
In FIG. 35, the intersection of the curve indicating the relationship between the rank A DR execution power and the customer incentive and the line indicating the power generation DR execution request power is in an area where the local
したがって、計画部25は、ランクAの余裕電力を電力需要から削減し、更に発電機5を運転させる計画を作成することによって、デマンドレスポンスの要請を達成することができる。
Therefore, the
図36は、ランクAのDR実施予定電力の第3例を示す図である。横軸は、需要家インセンティブを示す。縦軸は、ランクAのDR実施電力を示す。図36では、ランクAの余裕電力は、停止時DR実施要請電力よりも少ない。図36では、ランクAの余裕電力は、発放電時DR実施要請電力よりも少ない。したがって、計画部25は、ランクAの余裕電力を電力需要から削減し、更に発電機5及び蓄電池6を運転させる計画を作成しても、デマンドレスポンスの要請を達成することができない。
FIG. 36 is a diagram illustrating a third example of DR execution planned power of rank A. The horizontal axis shows customer incentives. The vertical axis represents the DR execution power of rank A. In FIG. 36, the surplus power of rank A is smaller than the stop-time DR execution request power. In FIG. 36, the surplus power of rank A is less than the DR execution request power during discharge / discharge. Therefore, the
図36では、ランクAのDR実施電力と需要家インセンティブとの関係を示す曲線と、ランクAの余裕電力を示す線との交点は、地域エネルギー管理システム10が得をする領域にある。すなわち、地域エネルギー管理システム10が発電機5及び蓄電池6を運転させて需要家9の機器22がデマンドレスポンスを実施した場合、予定インセンティブが上位系統インセンティブよりも少ないので、地域エネルギー管理システム10は得をする。図36では、ランクAのDR実施予定電力の値は、ランクAの余裕電力の値と等しい。図36では、計画部25は、ランクAの余裕電力を電力需要から削減し、更に発電機5及び蓄電池6を運転させる計画を作成しても、デマンドレスポンスの要請を達成することができない。計画部25は、ランクAの余裕電力のみでは、上位系統2から要請されたデマンドレスポンスを実施不可能であると判定する。
In FIG. 36, the intersection of the curve indicating the relationship between the rank A DR implementation power and the customer incentive and the line indicating the margin A power margin is in an area where the regional
図37は、ランクAのDR実施予定電力の第4例を示す図である。横軸は、需要家インセンティブを示す。縦軸は、ランクAのDR実施電力を示す。図37では、ランクAの余裕電力は、停止時DR実施要請電力よりも少ない。図37では、ランクAの余裕電力は、発放電時DR実施要請電力よりも少ない。したがって、計画部25は、ランクAの余裕電力を電力需要から削減し、更に発電機5及び蓄電池6を運転させる計画を作成しても、デマンドレスポンスの要請を達成することができない。計画部25は、ランクAの余裕電力のみでは、上位系統2から要請されたデマンドレスポンスを実施不可能であると判定する。
FIG. 37 is a diagram illustrating a fourth example of DR scheduled execution power for rank A. The horizontal axis shows customer incentives. The vertical axis represents the DR execution power of rank A. In FIG. 37, the surplus power of rank A is less than the DR execution request power at the time of stop. In FIG. 37, the power margin of rank A is less than the DR execution request power during discharge / discharge. Therefore, the
図37では、ランクAのDR実施電力と需要家インセンティブとの関係を示す曲線と、ランクAの余裕電力を示す線との交点は、地域エネルギー管理システム10が得をする領域と地域エネルギー管理システム10が損をする領域との境界にある。すなわち、地域エネルギー管理システム10が発電機5及び蓄電池6を運転させて需要家9の機器22がデマンドレスポンスを実施した場合、予定インセンティブが上位系統インセンティブと一致しているので、地域エネルギー管理システム10は得又は損をしない。図37では、ランクAのDR実施予定電力の値は、上位系統インセンティブを得ることができるDR実施電力と等しい。
In FIG. 37, the intersection of the curve indicating the relationship between the rank A DR implementation power and the customer incentive and the line indicating the surplus power of rank A indicates the region obtained by the regional
ランクA余裕電力と発電機5の余裕電力と蓄電池6の余裕電力とのみではデマンドレスポンスの要請を達成することができない場合、計画部25は、更にランクB余裕電力を電力需要から削減する計画を作成する。
If the demand for demand response cannot be achieved only with the rank A margin power, the margin power of the
図38は、ランクBのDR実施電力を示す図である。横軸は、需要家インセンティブを示す。縦軸は、ランクBのDR実施電力を示す。図38では、ランクBの余裕電力は、停止時DR実施要請電力よりも多い。図38では、ランクBのDR実施電力と需要家インセンティブとの関係を示す曲線と、停止時DR実施要請電力を示す線との交点は、地域エネルギー管理システム10が得をする領域にある。すなわち、地域エネルギー管理システム10が発電機5及び蓄電池6を停止させて需要家9の機器22がデマンドレスポンスを実施した場合、予定インセンティブが上位系統インセンティブよりも少ないので、地域エネルギー管理システム10は得をする。図38では、ランクBのDR実施予定電力の値は、停止時DR実施要請電力の値と等しい。
FIG. 38 is a diagram illustrating DR execution power of rank B. The horizontal axis shows customer incentives. The vertical axis indicates the DR execution power of rank B. In FIG. 38, the surplus power of rank B is greater than the stop-time DR execution request power. In FIG. 38, the intersection of the curve indicating the relationship between the DR implementation power of rank B and the customer incentive and the line indicating the DR implementation demand power at the time of stop is in an area where the local
したがって、計画部25は、ランクBが割り当てられた余裕電力を電力需要から削減し、発電機5又は蓄電池6を停止させる計画を作成することによって、デマンドレスポンスの要請を達成することができる。計画部25は、ランクA及びBの余裕電力によって、上位系統2から要請されたデマンドレスポンスを実施可能であると判定する。
Therefore, the
図39は、需要家インセンティブを決定する動作を示すフローチャートである。計画部25は、ランクAの予定インセンティブを決定する(ステップS201)。計画部25は、ランクAの余裕電力が停止時DR実施要請電力以上であるか否かを判定する(ステップS202)。ランクAの余裕電力が停止時DR実施要請電力以上である場合(ステップS201:YES)、計画部25は、ランクAの予定インセンティブをランクAの需要家インセンティブと定める(ステップS203)。
FIG. 39 is a flowchart showing an operation for determining a consumer incentive. The
ランクAの余裕電力が停止時DR実施要請電力未満である場合(ステップS201:NO)、計画部25は、ランクBの予定インセンティブを決定する(ステップS204)。計画部25は、ランクBの余裕電力が停止時DR実施要請電力以上であるか否かを判定する(ステップS205)。ランクBの余裕電力が停止時DR実施要請電力以上である場合(ステップS205:YES)、計画部25は、ランクAの予定インセンティブをランクAの需要家インセンティブと定める。計画部25は、ランクBの予定インセンティブをランクBの需要家インセンティブと定める(ステップS206)。
When the rank A surplus power is less than the stop DR execution request power (step S201: NO), the
ランクBの余裕電力が停止時DR実施要請電力未満である場合(ステップS205:NO)、計画部25は、ランクCの予定インセンティブを決定する(ステップS207)。計画部25は、ランクCの余裕電力が停止時DR実施要請電力以上であるか否かを判定する(ステップS208)。ランクCの余裕電力が停止時DR実施要請電力以上である場合(ステップS208:YES)、計画部25は、ランクAの予定インセンティブをランクAの需要家インセンティブと定める。計画部25は、ランクBの予定インセンティブをランクBの需要家インセンティブと定める。計画部25は、ランクCの予定インセンティブをランクCの需要家インセンティブと定める(ステップS209)。
When the rank B surplus power is less than the stop DR execution request power (step S205: NO), the
ランクCの余裕電力が停止時DR実施要請電力以上である場合(ステップS208:NO)、計画部25は、需要家インセンティブが無い(需要家インセンティブ無し)と定める。例えば、DR要請部20は、デマンドレスポンスの実施を契約しない(ステップS210)。
When the rank C marginal power is equal to or greater than the stop DR execution request power (step S208: NO), the
図40は、余裕電力の表示の例を示す図である。図4に示す表示部250は、需要家9の全体の余裕電力の値と、需要家9−1(工場の建屋)の余裕電力の値と、需要家9−2(オフィスビル)の余裕電力の値と、需要家9−3(学校の建物)の余裕電力の値とを表示する。表示部250は、需要家9の全体について、ランクAの余裕電力の値と、ランクBの余裕電力の値と、ランクCの余裕電力の値とを表示する。表示部250は、需要家9−1〜9−3についても同様に、ランクAの余裕電力の値と、ランクBの余裕電力の値と、ランクCの余裕電力の値とを表示する。図40では、表示部250は、余裕電力の値等をボックス内に表示している。
FIG. 40 is a diagram illustrating an example of display of surplus power. The
表示部250は、発電機5の全体について、発電電力(予備力)の値を表示する。発電機5−1〜5−2についても同様である。表示部250は、蓄電池6の全体について、放電電力(予備力)の値と、放電電力量の値とを表示する。表示部250は、蓄電池6−1〜6−2についても同様に、放電電力の値と、放電電力量の値とを表示する。表示部250は、電力系統4及び需要家端連系線7を示す線を表示してもよい。
The
図41は、上位系統インセンティブの表示の例を示す図である。表示部250は、需要家9の全体について、需要家インセンティブを表示する。表示部250は、発電機5の全体について、発電電力(予備力)あたりの発電機運転コストを表示する。表示部250は、発電機5−1〜5−2についても同様に、発電電力あたりの発電機運転コストを表示する。表示部250は、蓄電池6の全体について、放電電力(予備力)あたりの蓄電池運転コストを表示する。表示部250は、蓄電池6−1〜6−2についても同様に、放電電力あたりの蓄電池運転コストを表示する。
FIG. 41 is a diagram illustrating an example of display of a higher system incentive. The
図42は、DR実施判定結果の表示の例を示す図である。表示部250は、上位系統2から要請されたデマンドレスポンスの実施が可能であるか否かを示す情報(DR実施判定結果)を表示する。すなわち、表示部250は、需要家9の全体の電力需要から停止時DR実施要請電力以上の電力を削減することが可能であるか否かを示す情報(DR実施判定結果)を表示する。
FIG. 42 is a diagram illustrating an example of displaying a DR execution determination result. The
表示部250は、需要家9の全体について、DR実施予定電力の合計値と、需要家インセンティブの合計値とを表示する。表示部250は、需要家9の全体について、ランクAのDR実施予定電力の値と、ランクBのDR実施予定電力の値と、ランクCのDR実施予定電力の値とを表示する。表示部250は、需要家9の全体について、ランクAの需要家インセンティブと、ランクBの需要家インセンティブと、ランクCの需要家インセンティブとを表示する。ランクAの需要家インセンティブとは、ランクAのDR実施予定電力を需要家9の電力需要から削減することによって、地域エネルギー管理システム10が需要家9に支払うインセンティブである。
The
表示部250は、上位系統2からデマンドレスポンスの実施を要請された場合に上位系統2から取得した情報を表示する。例えば、表示部250は、停止時DR実施要請電力の値を表示する。例えば、表示部250は、上位系統インセンティブを表示する。
The
表示部250は、発電機5の全体について、発電電力(予備力)の値を表示する。表示部250は、蓄電池6の全体について、放電電力(予備力)の値と、放電電力量とを表示する。表示部250は、発電機5の全体について、発電電力あたりの発電機運転コストを表示する。表示部250は、蓄電池6の全体について、放電電力あたりの蓄電池運転コストと、放電電力量あたりの蓄電池運転コストとを表示する。
The
図43は、DR実施予定電力の表示の例を示す図である。表示部250は、図42に示す表示の例に、情報を追加して表示してもよい。例えば、表示部250は、需要家9−1について、ランクAの余裕電力の値と、ランクBの余裕電力の値と、ランクCの余裕電力の値とを表示する。例えば、表示部250は、需要家9−2〜9−3についても同様に、ランクAの余裕電力の値と、ランクBの余裕電力の値と、ランクCの余裕電力の値とを表示する。例えば、表示部250は、発電機5−1について、発電電力(予備力)の値を表示する。例えば、表示部250は、発電機5−2について、発電電力の値を表示する。例えば、表示部250は、蓄電池6の全体について、放電電力(予備力)の値と、放電電力量の値とを表示する。例えば、表示部250は、蓄電池6−1について、放電電力の値と、放電電力量の値とを表示する。例えば、表示部250は、蓄電池6−2について、放電電力の値と、放電電力量の値とを表示する。例えば、表示部250は、電力系統4及び需要家端連系線7を示す線を表示してもよい。
FIG. 43 is a diagram illustrating an example of display of DR execution scheduled power. The
図44は、需要家インセンティブの表示の例を示す図である。表示部250は、需要家9の全体について、DR実施要請電力(停止時DR実施要請電力)の合計値と、需要家インセンティブの合計値とを表示する。表示部250は、需要家9−1について、DR実施要請電力の合計値と、需要家インセンティブの合計値とを表示する。表示部250は、需要家9−2について、DR実施要請電力の合計値と、需要家インセンティブの合計値とを表示する。表示部250は、需要家9−3について、DR実施要請電力の合計値と、需要家インセンティブの合計値とを表示する。DR要請部20は、図44に示す需要家9ごとの需要家インセンティブに基づいて、デマンドレスポンスの実施を要請するための要請信号を需要家9の管理者又は機器22に送信する。
FIG. 44 is a diagram illustrating an example of display of customer incentives. The
図45は、DR実施回数の表示の例を示す図である。計画部25は、需要家9が要請信号に基づいてデマンドレスポンスを実施した確率(以下、「DR実施率」という。)に基づいて、需要家インセンティブを需要家9に支払う。DR実施率は、デマンドレスポンスを実施した回数(以下、「DR実施回数」という。)を、デマンドレスポンスを要請された回数(以下、「DR要請回数」という。)で除算した値である。DR実施率は、百分率で示されてもよい。
FIG. 45 is a diagram illustrating an example of displaying the number of DR implementations. The
表示部250は、需要家9−1について、DR実施率とDR実施回数とDR要請回数とを表示する。表示部250は、需要家9−2について、DR実施率とDR実施回数とDR要請回数とを表示する。表示部250は、需要家9−3について、DR実施率とDR実施回数とDR要請回数とを表示する。
The
図46は、DR実施余裕電力とDR実施率とを示す図である。横軸は、需要家9を示す。縦軸は、電力(kW)を示す。計画部25は、需要家9の余裕電力の値に、DR実施率を乗算する。図46では、計画部25は、需要家9−1について、ランクBの余裕電力の値に、一例としてDR実施率(80%)を乗算する。計画部25は、需要家9−2について、ランクA〜Cの余裕電力の値に、一例としてDR実施率(100%)を乗算する。計画部25は、需要家9−3のランクA〜Cの余裕電力の値に、一例としてDR実施率(100%)を乗算する。表示部250は、余裕電力の値にDR実施率を乗算した結果を、グラフで表示してもよい。
FIG. 46 is a diagram showing DR implementation margin power and DR implementation rate. The horizontal axis indicates the
以上のように、第4の実施形態における表示部250は、機器22の電力需要から削減することが可能な電力である余裕電力の値を表示する。
この構成によって、第4の実施形態における地域エネルギー管理システム10の管理者は、余裕電力の値を容易に把握することができる。
As described above, the
With this configuration, the administrator of the regional
以上述べた少なくともひとつの実施形態によれば、機器の電力需要から削減することが可能な電力である余裕電力の値を、削減の容易さに応じて予め定められたランクと機器の種別ごとの有効電力の推定値とに基づいて推定する余裕電力推定部を持つことにより、需要家の電力需要のうち削減することが可能な電力である余裕電力を推定することができる。 According to at least one embodiment described above, the value of margin power, which is power that can be reduced from the power demand of the device, is determined for each rank and device type determined in advance according to the ease of reduction. By having a margin power estimation unit that estimates based on the estimated value of active power, it is possible to estimate margin power, which is power that can be reduced, out of the customer's power demand.
以上、本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。 As mentioned above, although some embodiment of this invention was described, these embodiment is shown as an example and is not intending limiting the range of invention. These embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, replacements, and changes can be made without departing from the spirit of the invention. These embodiments and their modifications are included in the scope and gist of the invention, and are also included in the invention described in the claims and the equivalents thereof.
1…電力システム、2…上位系統、3…連系線、4…電力系統、5…発電機、6…蓄電池、7…需要家端連系線、8…測定装置、9…需要家、10…地域エネルギー管理システム、11…伝送システム、12…通信回線、13…統合制御部、14…需要予測部、15…経済的運転部、16…受電電力制御部、17…DR管理部、18…発電機制御部、19…蓄電池制御部、20…DR要請部、21…電気系統、22…機器、23…電力負荷推定部、24…余裕電力推定部、25…計画部、26…空調電力、27…動力負荷、28…PC・OA電力、29…照明電力、100…高調波パターン、101…有効電力の値、102…有効電力時系列データ、103…実測高調波成分、230…高調波成分決定部、231…記憶部、232…データベース、233…有効電力推定部、234…FFT処理部、250…表示部、300…ランクA余裕電力、301…ランクB余裕電力、302…ランクC余裕電力、303…ランクD余裕電力
DESCRIPTION OF
Claims (7)
前記有効電力の高調波成分値に基づいて前記機器の種別ごとの有効電力を推定する有効電力推定部と、
前記機器の電力需要から削減することが可能な電力である余裕電力の値を、削減の容易さに応じて予め定められたランクと前記機器の種別ごとの有効電力の推定値とに基づいて推定する余裕電力推定部と、
を備える電力推定装置。 A harmonic component determination unit that determines a harmonic component value of the active power of the device based on an electrical physical quantity of an electrical system that supplies power to the device;
An active power estimation unit that estimates active power for each type of the device based on a harmonic component value of the active power;
Estimating the value of marginal power, which is power that can be reduced from the power demand of the device, based on a rank predetermined according to the ease of reduction and the estimated value of active power for each type of the device A margin power estimation unit to perform,
A power estimation apparatus comprising:
を更に備える、請求項1に記載の電力推定装置。 The power estimation apparatus according to claim 1, further comprising: a planning unit that determines a value of power to be reduced from a power demand of the device based on an estimated value of active power for each type of the device and the surplus power.
を更に備える、請求項1に記載の電力推定装置。 The power estimation apparatus according to claim 1, further comprising: a display unit that displays a value of marginal power that is power that can be reduced from the power demand of the device.
機器に電力を供給する電気系統の電気物理量に基づいて前記機器の有効電力の高調波成分値を決定するステップと、
前記有効電力の高調波成分値に基づいて前記機器の種別ごとの有効電力を推定するステップと、
前記機器の電力需要から削減することが可能な電力である余裕電力の値を、削減の容易さに応じて予め定められたランクと前記機器の種別ごとの有効電力の推定値とに基づいて推定するステップと、
を含む電力推定方法。 A power estimation method in a power estimation device, comprising:
Determining a harmonic component value of the active power of the device based on an electrical physical quantity of an electrical system that supplies power to the device; and
Estimating the active power for each type of the device based on the harmonic component value of the active power; and
Estimating the value of marginal power, which is power that can be reduced from the power demand of the device, based on a rank predetermined according to the ease of reduction and the estimated value of active power for each type of the device And steps to
A power estimation method including:
機器に電力を供給する電気系統の電気物理量に基づいて前記機器の有効電力の高調波成分値を決定する手順と、
前記有効電力の高調波成分値に基づいて前記機器の種別ごとの有効電力を推定する手順と、
前記機器の電力需要から削減することが可能な電力である余裕電力の値を、削減の容易さに応じて予め定められたランクと前記機器の種別ごとの有効電力の推定値とに基づいて推定する手順と、
を実行させるための電力推定プログラム。 On the computer,
Determining a harmonic component value of the active power of the device based on an electrical physical quantity of an electrical system that supplies power to the device; and
A procedure for estimating the active power for each type of the device based on the harmonic component value of the active power,
Estimating the value of marginal power, which is power that can be reduced from the power demand of the device, based on a rank predetermined according to the ease of reduction and the estimated value of active power for each type of the device And the steps to
A power estimation program for executing
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