JP2020039222A - 電力需給制御装置、電力需給制御システムおよび電力需給制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】本発明の目的は、運用コストを低減しつつ運用制約を遵守する需給制御を実現することである。【解決手段】上記課題を解決するために、代表的な本発明の一つは、「電力系統の過去の計測値である実績系統情報と将来の予測値である予測系統情報とに基づき、変動周期ごとの必要調整力推定値を算出する必要調整力推定部と、必要調整力推定値とエネルギー貯蔵電源の運用状態を含む系統運用情報とに基づき、調整力配分計画を算出する調整力配分算出部と、調整力配分計画と系統運用基準情報とに基づき、前記調整力配分計画の評価値を算出する調整力配分評価部とを備える電力需給制御装置。」としたものである。【選択図】 図１

Description

本発明は、電力の需給制御の技術に関わる。

電力系統運用者は、電力系統の安定運用を維持するため、電力需要量および発電機からの電力供給量を一致させる必要がある。電力の需給調整に関連する技術として、例えば特許文献１と特許文献２に記載の技術がある。

特許文献１には、「負荷周波数制御（ＬＦＣ）発電機又は経済負荷配分制御（ＥＬＤ）発電機として使用される複数の発電機と、電力系統において周波数変化量（ΔＦ）を検出するΔＦ検出部と、連系線潮流変化量（ΔＰＴ）を検出するΔＰＴ検出部と、自然エネルギ（Ｎ）を検出する自然エネルギ検出部と、を備え、かつ、前記周波数変化量（ΔＦ）と前記連系線潮流変化量（ΔＰＴ）と自然エネルギ検出部（Ｎ）の出力を用いて地域要求電力（ＡＲ）を算出するＡＲ計算部と、算出した地域要求電力（ＡＲ）を平滑化処理するＡＲ平滑部と、平滑化した地域要求電力（ＡＲ）を発電機毎に配分するＡＲ配分部と、当該配分された地域要求電力（ＡＲ）及び経済負荷配分制御（ＥＬＤ）にて算出したＥＬＤスケジュールから目標指令値を算出する目標指令値算出部と、各発電機に前記目標指令値を発すると共に、発電機をＬＦＣ発電機又はＥＬＤ発電機のどちらかに切替える指令を発する指令部と、を有する」と記載されている。

特許文献２には、「制御対象日に所定の周波数帯域の負荷電力の変動を蓄電池の出力で補償する電力管理システムであって、前記制御対象日の負荷電力が他の時間帯に比較して減少する時間帯に、ＳＯＣの値が目標値に収束するように前記蓄電池の出力を制御し、前記所定の周波数帯域の前記負荷電力の変動を補償する蓄電池制御部を備える」と記載されている。

特開２０１４−２０４５７７号公報 特開２０１７−２８８６１号公報

電力の需給調整にあたり、需給計画を立てる段階で正確な需要予測を実現することは困難であるため、電力系統運用者は調整力を供給可能な調整力電源を別途確保する。実需要と事前の需要予測値に誤差が生じた場合、電力系統運用者は事前調達した調整力電源に対し適切な制御指令を送信することで、需要と供給を一致させて系統周波数を閾値内に収め、系統の安定運用を実現することができる。

近年、太陽光発電や風力発電に代表される再生可能エネルギーが系統に大量導入されつつある。それらの再生可能エネルギーは、急峻かつ事前想定困難な発電出力変動を伴い、この結果として、必要となる調整力調達量は増大していくものと見込まれる。

上記の課題に対し、特許文献１には、再生可能エネルギーの増大による出力変動増大に対し、周波数制御性能を向上する技術が記載されている。

また、調整力調達に関して、２０２０年を目途に柔軟な調整力の調達や取引を行うことができる市場（需給調整市場）を創設し、調整力の確保をより効率的に実施する動きが進んでいる。この中で、従来、調整力電源として活用されてきた火力発電、水力発電に加え、以下に記載する新たな調整力電源の活用が検討されている。その例として、蓄電池制御、揚水発電のポンプアップ、電気自動車の充放電制御、デマンドレスポンス（Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ、以下「ＤＲ」とする）、さらに上記の複数手段を包含するマイクログリッド制御、仮想発電所（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ、以下ＶＰＰとする）制御、があげられる。火力発電、水力発電の休廃止により調達可能な調整力が減少するなか、これらの新たな調整力を活用することにより効率的な調整力調達の実現が期待される。

一方で、これらの新たな調整力電源は多様な制御性能および運用制約を持つ。特に、蓄電池や可変速揚水発電機を例とするエネルギー貯蔵電源を周波数調整制御に活用する場合、各調整力電源の制御出力範囲は運用状態に依存する。例えば、蓄電池が充電量１００％の状態にある場合、当該蓄電池は現状以上に充電方向の制御を実施できないため、同じ蓄電池の充電量が５０％の状態と比較して、提供可能な調整力が少ないとみなせる。前記背景に関連し、蓄電池の運用状態（ＳＯＣ：Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）を最適運用点に保つための補正制御手法が考案されている。

例えば、特許文献２には、ＳＯＣの値が目標値に収束するように前記蓄電池の出力を制御するＳＯＣ補正制御について記載されている。

しかし、特許文献２のＳＯＣ補正制御により、周波数制御に貢献する需給制御方向とは逆方向の制御が生じる可能性がある。また、ＳＯＣの最適運用点からの乖離を防止するため、制御の総量が増大し、運用コストが増大する可能性がある。従って、周波数制御の最適化による制御量削減とＳＯＣ運用点補正制御を両立する制御計画の算出が必要となる。

また、特許文献１に記載の技術では、このような制御量削減とＳＯＣ運用点補正制御の両立を実現することができない。

本発明の目的は、運用コストを低減しつつ運用制約を遵守する需給制御を実現することである。

上記課題を解決するために、代表的な本発明の一つは、「電力系統の過去の計測値である実績系統情報と将来の予測値である予測系統情報とに基づき、変動周期ごとの必要調整力推定値を算出する必要調整力推定部と、必要調整力推定値とエネルギー貯蔵電源の運用状態を含む系統運用情報とに基づき、調整力配分計画を算出する調整力配分算出部と、調整力配分計画と系統運用基準情報とに基づき、前記調整力配分計画の評価値を算出する調整力配分評価部とを備える電力需給制御装置。」としたものである。

本発明によれば、運用コストを低減しつつ運用制約を遵守する需給制御を実現することができる。

本発明に係る電力需給制御装置の機能構成を示すブロック図の例である。 本発明に係る電力需給制御システムの構成図の例である。 本発明に係る電力需給制御装置の必要調整力推定値算出フローチャートの例である。 本発明に係る電力需給制御装置の入力である必要調整力推定値のデータ構成の例である。 本発明に係る電力需給制御装置の入力であるオンライン系統運用情報のデータ構成の例である。 本発明に係る電力需給制御装置の入力である電力市場入札情報のデータ構成の例である。 本発明に係る電力需給制御装置の出力である調整力調達情報のデータ構成の例である。 本発明に係る電力需給制御装置の出力である需給制御計画情報のデータ構成の例である。 本発明に係る電力需給制御装置に関わる調整力配分の概念図である。 本発明に係る電力需給制御装置の入力である運用基準情報のデータ構成の例である。 本発明に係る電力需給制御装置の調整力配分評価のフローチャートの例である。 本発明に係る電力需給制御装置の出力である調整力配分評価情報のデータ構成の例である。 本発明に係る電力需給制御装置の調整力配分状態の画面表示例である。

以下、本発明の実施に好適な実施例について説明する。尚、下記はあくまでも実施の例に過ぎず、下記具体的内容に発明自体が限定されることを意図する趣旨ではない。

本発明の実施形態について、図面を参照しながら以下説明する。

図１は、本発明の一実施形態が適用された電力需給制御装置の機能構成図の例を表す。本実施形態における電力需給制御装置は、電力需給制御部１０と、情報記憶部２１〜２４と、を備える。

電力需給制御部１０は、必要な調整力の推定値である必要調整力推定値を算出する必要調整力推定部１１と、調整力配分計画を算出する調整力配分算出部１２と、調整力配分計画の評価値を算出する調整力配分評価部１３と、を備える。

必要調整力推定部１１について、図３と図４を用いて説明する。必要調整力推定部１１は、需要変動、他系統連系潮流変動、再生可能エネルギー変動に由来する必要調整力推定値から、必要調整力を推定する。

図３に、必要調整力推定部１１が必要調整力推定値を算出するフローの例を示す。

まず、必要調整力推定部１１は、需給調整に関わる実績系統情報を情報記憶部２２から取得する（Ｓ３１）。

ここで、実績系統情報は、過去のある時点における周波数変動、潮流変動、発電量変動、のうち少なくともいずれか一つの計測値を含む。また、実績系統情報は、需給変動に関連する情報を含む。需給変動に関連する情報の例として、気象（天候、気温など）、事前指定された地点における系統潮流値、などを含む。

次に、必要調整力推定部１１は、Ｓ３1にて取得した実績系統情報を需給条件により分類する（Ｓ３２）。ここで、需給条件は需給変動パターンに影響を与えると推定される情報を含む。需給条件の例として、日種（平日、休日、特別日など）、気象（天候、気温など）、時刻・時間帯（朝、昼、夕、夜など）が挙げられるがこれに限られない。

次に、Ｓ３２で分類した需給条件ごとに、需給条件に該当する実績系統データを用いて需給変動予測モデルを作成する（Ｓ３３）。需給変動予測モデルの作成には、需給変動に関連する情報を入力、周波数変動、連系潮流変動、発電量変動のうち少なくともいずれかを一つの需給変動量の予測値を出力として、重回帰分析、機械学習、多変量解析等のモデル化手法を適用する。前記予測モデルは、各需給変動のそれぞれについて個別に作成しても良い。また、各需給変動の実績値を（式１）に入力して算出される総需給変動量を出力とする予測モデルを構築して良い。

ΔG＝ΔL＋ΔLw−KΔF （式１）
ここで、ΔG: 総需給変動、ΔL: 連系潮流変動、ΔLw：発電量変動、K：系統定数、ΔF:周波数変動を表す。

次に、Ｓ３３で作成した需給変動予測モデルに、予測対象となる時点の予測値あるいは実績値を、情報記憶部２１に記憶された予測系統情報または情報記憶部２２に記憶された実績系統情報に基づいて入力し、当該時点における需給変動量の予測値を算出する（Ｓ３４）。

ここで、予測系統情報は、風力発電や太陽光発電などの再生可能エネルギーの発電量予測値、気象予報値、調整力電源稼働計画情報のいずれか１つ以上を含む。

図４に需給変動量予測値の情報構成例を示す。図４の例では、需給変動量の予測値として周波数変動、連系潮流変動、発電量変動、総需給変動、の各予測値を、それぞれの変動周期ごとに示している。

また、図４の需給変動量予測値の情報構成例では、総需給変動量に関する予測誤差を総需給変動誤差として含む。総需給変動誤差は、実績系統情報と必要調整力推定値の差分を統計解析することにより、例えば誤差分布を正規分布として仮定した場合の３σ値（σは標準偏差を表す）として算出することができる。

必要調整力推定値は、変動周期ごとの総需給変動量、あるいは変動周期ごとの総需給変動量に総需給変動誤差を加算した値として算出される（Ｓ３５）。変動周期ごとの必要調整力推定値を算出する際、一定の時間長を持つ必要調整力推定値の時系列データに対して、フーリエ変換、ウェーブレット変換等の周波数分解手法を適用して算出する。

必要調整力推定部１１は、後述する調整力配分評価部１３の算出結果を用いて必要調整力推定値を補正しても良い。このとき、調整力配分評価部１３は調整力配分評価情報からコスト指標および運用基準指標に基づいて後述する調整力配分計画を評価し、必要調整力推定部１１は、評価した結果に基づき必要調整力を再計算し、その算出結果を必要調整力推定値とする。この必要調整力推定値に基づいて調整力調達量を決定することにより、周波数変動を抑制しつつ確保する必要のない調整力調達量を削減することができる。

図５乃至図９を用いて調整力配分算出装置１２について説明する。調整力配分算出部１２は、必要調整力推定部１１が算出した必要調整力推定値と、情報記憶部２３に記憶された系統運用情報を用いて調整力配分計画を算出する。

系統運用情報は、オンライン系統運用情報、電力市場入札情報、電力市場入札情報に基づいて約定された結果として算出される調整力調達情報、のうち少なくともいずれか一つを含む。

オンライン系統運用情報は、各電源における現時点での発電出力情報として、例えば、周波数計測値、連系潮流計測値、再生可能エネルギー発電量計測値、気象計測値、調整力電源稼働状況情報のうち少なくともいずれか一つを含む。また、電力入札市場情報に蓄電池、可変速揚水発電、あるいはその他のエネルギー貯蔵電源が入札対象として含まれる場合、蓄電池を含む電源に関するＳＯＣ情報、可変速揚水発電に関する貯水量情報などの運用状態を表す情報をオンライン系統運用情報として含んで良い。

エネルギー貯蔵電源を含む調整力電源のオンライン系統運用情報の一例を図５に示す。過去の制御履歴情報に含まれる発電機ごとの制御量の累積和として算出した初期状態からの偏差を、ＳＯＣ情報として含むようにしても良い。

電力市場入札情報の例を図６に示す。電力市場入札情報は、電力市場を通じて調達可能な調整力電源の制御性能および運用コストとして調整力単価の情報を含む。図６の例では、調整力電源の制御性能を表す指標として、最大制御量、最大出力変化速度、持続時間、起動可能時刻の情報を含んでいる。

調整力調達情報の一例を図７に示す。図７の例では、調整力調達情報は、各周波数変動周期に対して調整力電源Ａ、Ｂ、Ｃ・・・が調整力を担保する調達量と、変動周期ごと、調整力電源ごとの総調達量とを含む。必要調整力推定部１１にて算出された必要調整力推定値に基づき、各変動周期に対して総調達量が必要調整力を超過するように調達量が決定される。

調整力配分算出部１２は、必要調整力推定部１１が算出した変動周期ごとに必要となる調整力に対し、調整力調達情報に基づいて必要となる調整力の調達を達成するよう調整力電源を選定した調整力配分計画を作成する。例えば、電力市場入札情報に含まれる最大出力変化速度に基づき、各変動周期に割り当てる調整力電源の候補を選定し、調整力単価に基づくメリットオーダーに従い制御する調整力電源を決定する。このとき、必要調整力推定値の総和が需要増加の傾向を示す場合、調整力単価の低い調整力電源から順に出力を増加させる制御を実施する。一方、必要調整力推定値の総和が需要減少の傾向を示す場合、調整力単価の高い調整力電源から順に出力を減少させる制御を実施する。選定した調整力電源の出力が制御上下限に達した場合、メリットオーダーで次の順位の制御候補となる調整力電源を選定する。以上の工程を繰り返し、必要となる調整力を満たすまで調整力電源を追加し、最終的な調整力配分計画を決定する。

なお、調整力配分算出部１２は、予測系統情報とオンライン系統運用情報の差分が事前に設定した閾値を超過した場合にのみ調整力配分計画を算出するようにしても良い。

図８に、調整力配分計画に基づいた各電源の制御に関連する需給制御計画情報の例を示す。図８の例では、選択された調整力電源（図８中の調整力電源Ａ、Ｂ、Ｃ）に対し、制御目的および担保する周波数変動周期の情報を含む制御種別、制御量、出力変化速度、制御開始時刻、制御終了時刻を需給制御計画として規定している。

図９に調整力配分計画の概念図を示す。図９の例では、実線が各変動周期における必要調整力を表し、変動周期Ｃ１の必要調整力に対して、調整力電源Ｇ１およびにＧ２よる周波数制御が調整力量Ｐ１を担保していることを示す。

調整力配分評価部１３について、図１０乃至図１３を用いて説明する。調整力配分評価部１３は、調整力配分算出部１２にて算出された調整力配分計画情報および情報記憶部２４に記憶された系統運用基準情報に基づき、調整力配分計画の評価値を算出する。

系統運用基準情報は、周波数変動、需給偏差、ＳＯＣ運用基準のうち少なくともいずれかの項目に関する運用基準を含む。系統運用基準情報の一例を図１０に示す。各運用基準は、各項目に該当するオンライン系統運用情報の数値に関して、満たすべき許容範囲、および逸脱した場合の対策方法の情報を含んで規定される。基準周波数、ＳＯＣ運用基準点、各項目の許容範囲、逸脱した場合の対策方法は事前に設定される。

調整力配分計画の評価値の算出フローの例を図１１に示す。

まず、調整力配分算出部１２で算出した調整力配分計画情報を取得する（Ｓ１０１）。

次に、取得した調整力配分計画情報に対する評価値を算出し、調整力配分評価情報とする（Ｓ１０２）。

調整力配分評価情報の一例を図１２に示す。図１２の例では、調整力配分評価情報は、制御量、制御配分、制御コスト（運用コスト）のうち少なくともいずれか１つのコスト指標、および周波数偏差実績、周波数基準逸脱率、ＳＯＣ実績、ＳＯＣ基準逸脱率のうち少なくともいずれか１つの運用基準指標を含む。

制御コストCcontは（式２）を用いて算出することができる。ここで、Price（τ、g）は電源ｇによる変動周期τの周波数制御を実施する場合の周波数制御調整力単価、Energy（τ、g）は電源ｇによる変動周期τの周波数制御を実施する場合の制御量を表す。

Ccont ＝ Σ（Price(τ、g) * Energy (τ、g)） ・・・(式２)

また、周波数基準逸脱率freq_rateは（式３）を用いて算出することができる。ここで、Tfは評価時間幅内の計測時点数、Tfoutは評価時間幅内で周波数計測値が運用基準を超過した計測時点数を表す。

freq_rate ＝ Tfout / Tf ・・・(式３)

同様にＳＯＣ基準逸脱率SOC_rateは、評価時間幅内の計測時点数Tsocおよび評価時間幅内でＳＯＣ計測値が運用基準を超過した計測時点数Tsocoutを用いて（式４）より算出することができる。

SOC_rate ＝ Tsocout / Tsoc ・・・(式４)

上記（式３）（式４）を用いて算出される評価値以外に、評価時間幅内における周波数計測値あるいはＳＯＣ計測値の最大値、最小値、平均値、９５パーセンタイル値等の統計解析値を算出し、調整力配分評価情報としても良い。

ここで、周波数基準逸脱率およびＳＯＣ基準逸脱率の算出に用いる周波数計測値およびＳＯＣ計測値は、実績系統情報に含まれる計測情報を用いて良い。また、前記周波数計測値およびＳＯＣ計測値は、所定の系統モデルおよび発電機出力等の運用情報を入力とする周波数解析シミュレーションにより算出しても良い。

図１１に戻り、Ｓ１０２で算出した調整力配分評価情報に基づき、Ｓ１０１で取得した調整力配分計画が系統運用基準を満たす否かを判定する（Ｓ１０３）。

Ｓ１０３において調整力配分計画が系統運用基準を満たさない場合（Ｓ１０３Ｎ）、調整力配分算出部１２は、調整力配分計画を補正し（Ｓ１０４）、調整力配分評価部１３は、補正後の計画について評価値を算出する。

調整力配分計画を補正するための最適配分計画は、必要調整力推定値および系統運用情報を入力とする最適化問題を解くことにより、算出することができる。最適化問題は以下の（式５）〜（式７）で表される制約条件を満たす範囲で、（式２）の制御コストCcontを最小化する調整力配分を算出する問題として設定する。ここで、SOC(t)は時刻tにおけるＳＯＣ計測値、SOCrefはＳＯＣ運用基準値、σsocはＳＯＣ運用基準値からＳＯＣ計測値の乖離が許容可能な距離を表す定数、freq(t)は時刻tにおける周波数計測値、freqrefは基準周波数、σfは周波数運用基準値から周波数計測値の乖離が許容可能な距離を表す定数、Reg (τ)は変動幅τに対する必要調整力推定値、をそれぞれ表す。

|SOC(t) - SOCref| ＝ σsoc ・・・(式５)
|freq(t) - freqref| ＝ σf ・・・(式６)
Reg (τ) ＝ Σ Energy (τ、g)・・・(式７)

一方、Ｓ１０３において調整力配分計画が系統運用基準を満たす場合は（Ｓ１０３Ｙ）、調整力配分評価処理を終了する。

算出された調整力配分評価値および調整力配分計画情報の表示画面の一例を図１３に示す。表示画面の画面上部には、時刻ｔ１、ｔ２における調整力電源Ｇ１、Ｇ２、Ｇ３の制御量および調整力電源Ｇ１のＳＯＣ状態の時系列グラフを示す。図１３に示す表示画面の画面下部には、時刻ｔ１、ｔ２における調整力電源Ｇ１、Ｇ２の制御量、全調整力電源における総制御量と総制御コスト、およびある所定時間幅内における各調整力電源の総制御量および総制御コストを示す。

図２は、本発明の一実施形態が適用された電力需給制御システムの構成図である。本実施形態における電力需給制御システムは、電力需給制御装置１０と、発電機１０１と、変電所１０２と、調相機器１０３と、電力負荷１０４と、外部電力系統１０５と、計測装置１２１ａ、１２１ｂ、・・・と、情報通信ネットワーク１０８と、電力需給制御装置２００と、市場管理システム３００を含んで構成される。

発電機１０１は、発電力を生じる発電機であり、例えば火力発電、水力発電、原子力発電、太陽光発電、風力発電、バイオマス発電、潮流発電を含むいずれかの発電手法により発電力を生じる発電機である。発電機１０１ａは、電力系統の高電圧側に設置される火力発電、水力発電、原子力発電などを含む大規模発電機であり、計測装置２１ａおよび情報通信ネットワーク１０８を通じて発電量を含む系統状態量を電力需給制御装置２００に送信する。また、発電機１０１ａは、計測装置２１ａおよび情報通信ネットワーク１０８を通じて電力需給制御装置２００より送信された制御指令情報を受信し、制御指令情報に応じて発電量を含む系統状態量を変化させる。

発電機１０１ｂは、例えば電力系統の低電圧側に設置される太陽光発電、風力発電、コジェネレーションなどを含む中小規模発電機であり、計測装置２１ｂおよび情報通信ネットワーク１０８を通じて発電量を含む系統状態量を電力需給制御装置２００に送信する。

変電所１０２は、電力系統内の送電線間に設置され、大規模発電機である発電機１０１ａが設置される高電圧側より送電される電力の電圧値を変更し、電力負荷１０４が設置されている低電圧側に送電する。変電所１０２には、電力コンデンサ、分路リアクトルなどの調相機器１０３が接続される。

調相機器１０３は、電力系統内における無効電力を変化させることにより、電力系統内の電圧分布を制御する機器であり、電力コンデンサ、分路リアクトル、ＳＴＡＴＣＯＭ、ＳＶＣなどを含む。一部の調相機器１０３は、計測装置１２１ｃおよび情報通信ネットワーク１０８を通じて電力需給制御装置２００より送信された制御指令情報を受信し、制御指令情報に応じて発電量を含む系統状態量を変化させる。

電力負荷１０４は、電力を消費する電動機、照明器具などをその内部に含む家庭、工場、ビル、施設を表す。

外部電力系統１０５は、電力需給制御装置２００からの制御が不可能である外部の電力系統であり、連系線により自系統と接続している。

計測装置１２１ａ、１２１ｂ、・・・は、発電機１０１ａにおける発電量、調相機器１０３における調相量、送電線における潮流値、電圧値、などの系統状態量を計測するセンサを内部に含み、情報通信ネットワーク１０８を通じて計測した系統状態量を電力需給制御装置２００に送信する。

情報通信ネットワーク１０８は、双方向にデータを伝送可能なネットワークである。情報通信ネットワーク１０８は、例えば、有線ネットワーク若しくは無線ネットワーク、又はそれらの組み合わせで構成される。情報通信ネットワーク１０８は、いわゆるインターネットであっても良いし、専用線のネットワークであっても良い。

電力需給制御装置１０は、図１に示す電力需給制御機能を実現するための装置である。電力需給制御装置１０は、計測装置２１ａ、２１ｂ、・・・において計測された系統状態量を、情報通信ネットワーク１０８を通じて受信する。また、電力需給制御装置１０は、送信された系統の系統状態量および内部に蓄積された情報を用いて算出した制御指令情報を情報通信ネットワーク１０８を通じて計測装置２１に送信する。

電力需給制御装置１０の内部構成として、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）２０１と、表示装置２０２と、通信手段２０３と、入力手段２０４と、メモリ２０５と、記憶装置２０６とが、バス線２１１に接続されている。

ＣＰＵ２０１は、計算プログラムを実行して、系統状態の算出や、制御信号の生成などを行う。

メモリ２０５は、表示用の画像データ、系統状態の算出結果データなどを一旦格納するメモリであり、例えば、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）などを用いて構成される。メモリ２０５は、ＣＰＵ２０１により必要な画像データを生成して表示装置２０２に表示する。

通信手段２０３は、通信ネットワーク１０８を通じて計測装置２１および計測装置２１から潮流値、電圧値などの系統状態量を取得する。

ユーザは、入力手段２０４の所定のインタフェースを通じて各種閾値などのパラメータを設定・変更し、本電力需給制御装置２００の動作を適切に設定できる。また、ユーザは、入力手段２０４の所定のインタフェースを通じて確認したいデータの種類を選択し、表示装置２０２に表示させることができる。

記憶装置２０６は、各種プログラムおよびデータを保持する。記憶装置２０６は、例えば、ＨＤＤ（Ｈａｒｄ Ｄｉｓｋ Ｄｒｉｖｅ）又はフラッシュメモリ等で構成される。記憶装置２０６は、例えば、後述する各種機能を実現し得るプログラムおよびデータ等を保持する。記憶装置２０６に記憶されているプログラムおよびデータは、必要に応じてＣＰＵ２０１に読み出されて実行される。なお、記憶装置２０６は各種のデータベースＤＢで構成されている。

電力市場管理システム３００は、発電事業者および送配電事業者が電力の売買を行う電力市場の取引管理を実行する。市場運用の方式は取引される商品の種別により多様な形態が存在しており、本実施例では需給制御の1日前までに入札・約定を完了するスポット市場、および需給制御を実施する当日に調整力を追加取引するリアルタイム市場の双方、あるいはどちらか一方を含む市場運用形態を前提とする。電力市場管理システム３００は情報通信ネットワーク１０８を介して売電価格、売電量、売電対象電源の制御性能・制御要件等を含む電力取引情報、および調達対象、調達スケジュール等により規定される調整力調達計画を電力需給制御システム２００と送受信する。

本発明に係る電力需給制御装置およびこれを適用した電力需給制御システムは、電力系統の運用状況および将来の系統予測情報に応じて必要調整力を考慮し、各調整力電源に対する調整力制御量およびＳＯＣ補正制御量の配分を含む調整力配分計画を算出することにより、運用コストを低減しつつ運用制約を遵守する需給制御を実現することができる。

なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。

１０ 電力需給制御装置
１１ 必要調整力推定部
１２ 調整力配分算出部
１３ 調整力配分評価部
２１〜２４ 情報記憶部
１０１ 発電機
１０２ 変電所
１０３ 調相機器
１０４ 分散型発電装置
１０５ 外部電力系統
１０８ 情報通信ネットワーク
１２１ 系統計測装置
３００ 電力市場管理システム

Claims (14)

1. 電力系統の過去の計測値である実績系統情報と将来の予測値である予測系統情報とに基づき、変動周期ごとの必要調整力推定値を算出する必要調整力推定部と、
   前記必要調整力推定値とエネルギー貯蔵電源の運用状態を含む系統運用情報とに基づき、調整力配分計画を算出する調整力配分算出部と、
   前記調整力配分計画と系統運用基準とに基づき、前記調整力配分計画の評価値を算出する調整力配分評価部と、
   を備える電力需給制御装置。
2. 前記調整力配分評価部は、需給制御のコスト指標および電力系統の運用基準指標を含む調整力配分評価情報を出力する
   ことを特徴とする請求項１に記載の電力需給制御装置。
3. 前記調整力配分評価部は、前記調整力配分評価情報に基づき、前記調整力配分計画が前記系統運用基準を満たすか否かを判断する
   ことを特徴とする請求項２に記載の電力需給制御装置。
4. 前記必要調整力推定部は、前記調整力配分計画が前記系統運用基準を満たさない場合に、前記調整力配分計画を補正し、
   前記調整力配分評価部は、補正後の調整力配分計画の評価値を算出する
   ことを特徴とする請求項３に記載の電力需給制御装置。
5. 前記系統運用基準は、周波数変動、需給制御偏差、ＳＯＣのうち少なくともいずれか１つの運用基準を含む
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項４のいずれか一つに記載の電力需給制御装置。
6. 前記コスト指標は、前記調整力配分計画に基づく制御量、制御配分、制御コストのうち少なくともいずれか１つを含む
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項５のいずれか一つに記載の電力需給制御装置。
7. 前記運用基準指標は、周波数偏差実績、周波数基準逸脱率、ＳＯＣ実績、ＳＯＣ基準逸脱率のうち少なくともいずれか１つを含む
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項６のいずれか一つに記載の電力需給制御装置。
8. 前記系統運用情報は、現時点の周波数計測値、連系潮流計測値、再生可能エネルギー発電量計測値、気象計測値、調整力電源稼働状況情報のうち少なくともいずれか１つを含むオンライン系統運用情報を含み、
   前記調整力配分算出部は、前記オンライン系統運用情報に基づき、前記調整力配分計画を算出する
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項７のいずれか一つに記載の電力需給制御装置。
9. 前記調整力配分算出部は、前記予見系統情報および前記オンライン系統運用情報の差分が事前に規定した閾値を超過した場合に、前記調整力配分計画を算出する
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項８のいずれか一つに記載の電力需給制御装置。
10. 前記必要調整力推定部は、前記実績系統情報を需給条件に基づいて分類し、分類ごとに需給変動の予測モデルを作成し、前記予測モデルに基づいて前記必要調整力推定値を算出する
    ことを特徴とする請求項１乃至請求項９のいずれか一つに記載の電力需給制御装置。
11. 前記実績系統情報は、周波数変動、潮流変動、発電量変動のうち少なくともいずれか一つの計測値を含む
    ことを特徴とする請求項１乃至請求項１０のいずれか一つに記載の電力需給制御装置。
12. 前記必要調整力推定部は、変動周期ごとの総需給変動量、または変動周期ごとの前記総需給変動量に相需給変動量の予測誤差を加算した値を、前記必要調整力推定値として算出する
    ことを特徴とする請求項１乃至請求項１１のいずれか一つに記載の電力需給制御装置。
13. 電力系統の状態を計測する計測装置と、
    前記計測装置から出力された前記電力系統の過去の計測値である実績系統情報と将来の予測値である予測系統情報とに基づき、変動周期ごとの必要調整力推定値を算出する必要調整力推定部と、
    前記必要調整力推定値とエネルギー貯蔵電源の運用状態を含む系統運用情報とに基づき、調整力配分計画を算出する調整力配分算出部と、
    前記調整力配分計画と系統運用基準とに基づき、前記調整力配分計画の評価値を算出する調整力配分評価部と、
    を備える電力需給制御システム。
14. 電力系統の過去の計測値である実績系統情報と将来の予測値である予測系統情報とに基づき、変動周期ごとの必要調整力推定値を算出するステップと、
    前記必要調整力推定値とエネルギー貯蔵電源の運用状態を含む系統運用情報とに基づき、調整力配分計画を算出するステップと、
    前記調整力配分計画と系統運用基準とに基づき、前記調整力配分計画の評価値を算出するステップと、
    を備える電力需給制御方法。

Images