JP2022186394A - Management device, management method, and management program - Google Patents
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Abstract
Description
本発明の実施形態は、管理装置、管理方法、および管理プログラムに関する。 TECHNICAL FIELD Embodiments of the present invention relate to a management device, a management method, and a management program.
近年、分散型エネルギーリソース(DER:Distributed Energy Resources)を遠隔・統合制御し、複数の発電事業者を発電バランシンググループとしたバーチャルパワープラント(VPP)の技術開発が進められている。 In recent years, technical development of a virtual power plant (VPP), in which distributed energy resources (DER) are remotely and integratedly controlled and a plurality of power generation companies are used as a power generation balancing group, has been developed.
また、太陽光発電装置や風力発電等の再生可能エネルギー発電機や再生可能エネルギー発電機と蓄電池を備えた発電システムをDERとして利用するケースもある。例えば、蓄電池と太陽光発電装置を備えた発電システムが出力する電力量を予測し、電力系統全体を管理する電力事業者等の管理者へ事前に通知するシステムが開示されている。 In addition, there are also cases where renewable energy generators such as solar power generators and wind power generators, and power generation systems equipped with renewable energy generators and storage batteries are used as DERs. For example, a system has been disclosed that predicts the amount of power output by a power generation system that includes a storage battery and a photovoltaic power generation device, and notifies an administrator such as an electric power company that manages the entire power system in advance.
しかしながら従来技術では、発電システムの売電収益を高める蓄電池の充放電計画および発電システムの発電計画の考慮がなされておらず、電力系統全体の負荷平準化の点で改善の余地がある。 However, the prior art does not take into consideration the charging/discharging plan of the storage battery and the power generation plan of the power generation system, which increase the profit of the power generation system, and there is room for improvement in terms of load leveling of the entire power system.
本発明の課題は、電力系統全体の負荷平準化を図ることができる、管理装置、管理方法、および管理プログラムを提供することである。 An object of the present invention is to provide a management device, a management method, and a management program capable of achieving load leveling of the entire power system.
実施形態の管理装置は、再生可能エネルギー電源と前記再生可能エネルギー電源のみから充電される蓄電池とを有する発電システムごとに、前記再生可能エネルギー電源の発電予測値および電力売電単価に基づいて、売電収益の予測値を最大化する前記蓄電池の充放電計画および前記発電システムの発電計画を作成する計画作成部を備える。 A management device according to an embodiment, for each power generation system having a renewable energy power supply and a storage battery charged only from the renewable energy power supply, based on the predicted power generation value of the renewable energy power supply and the unit price of electric power sales. A plan creation unit that creates a charge/discharge plan for the storage battery and a power generation plan for the power generation system that maximizes the predicted value of the electricity profit.
以下、本発明に係る管理装置、管理方法、および管理プログラムの実施形態について、図面を参照して説明する。なお、以下において、時刻とは、時間の瞬間を指す場合と、単位時間のその時間幅を指す場合の2種類がある。単位時間は、例えば、30分単位である。 Embodiments of a management device, a management method, and a management program according to the present invention will be described below with reference to the drawings. In the following description, the term "time" refers to two types: a moment of time and a duration of a unit time. The unit time is, for example, 30 minutes.
図1は、本実施形態にかかる電力システムSの概要の一例を示す図である。 FIG. 1 is a diagram showing an example of an outline of a power system S according to this embodiment.
電力システムSは、アグリゲータ1と、需要家4と、卸電力市場5と、広域機関6と、複数の発電所8と、を備える。
The power system S includes an aggregator 1 , a
広域機関6は、電力広域的運営推進機関であり、電力の安定供給の確保のため、全国の電力の需給状況や電力系統2の運用状況を24時間監視し、系統運用者の電力需給を管理する。電力系統2を利用する全ての系統利用者(発電事業者および小売電気事業者など)は、広域機関6に発電や需要の計画(年間、月間、週間、前日)を提出することになっており、広域機関6でこれらの整合性を確認し、系統運用者に転送する。
OCCTO 6 is an organization promoting cross-regional operation of electric power, and in order to ensure a stable supply of electric power, it monitors the supply and demand situation of electric power nationwide and the operation situation of the
アグリゲータ1は、複数の発電所8を束ねて管理する事業者である。すなわち、複数の発電所8は、発電BG(バランシンググループ)3として機能する。
The aggregator 1 is a business operator that bundles and manages a plurality of
アグリゲータ1は、複数の発電所8の各々の発電量を予測し、卸電力市場5での売電や、需要家4との電力の直接取引等を行う。また、アグリゲータ1は、発電所8の発電スケジュール等に基づいて発電所8の各々の発電量等を制御することにより、電力系統2の負荷平準化に貢献する。
The aggregator 1 predicts the amount of power generated by each of the plurality of
アグリゲータ1は、管理装置10を備える。管理装置10は、発電所8の発電計画を作成し、予め定められた期日までに広域機関6へ事前に報告する。例えば、管理装置10は、翌日の発電計画を前日に広域機関6へ報告し、また、必要に応じて修正した発電計画を当日に広域機関6へ報告する。
The aggregator 1 has a
発電所8は、例えば、発電システム20、発電所21、蓄電池22、等である。
The
発電システム20は、蓄電池25と、PV(Photovoltaics)26と、を備える。PV26は、太陽光発電装置であり、再生可能エネルギー電源の一例である。発電システム20は、再生可能エネルギー電源を備えた構成であればよい。このため、発電システム20は、PV26に替えて、地熱、風、水などの自然界に存在する環境や資源を利用した発電装置を備えた構成であってもよい。本実施形態では、発電システム20が、太陽光発電装置であるPV26を備えた構成を一例として説明する。
The
発電システム20の蓄電池25は、PV26のみから充電される。すなわち、発電システム20は、蓄電池25の充放電の制御により発電システム20の発電量が制御される。
The
本実施形態では、管理装置10が、発電BG3に含まれる1または複数の発電システム20の各々の蓄電池25の充放電計画および発電システム20の発電計画を作成する形態を一例として説明する。
In this embodiment, an example will be described in which the
管理装置10は、PC(Personal Computer)等であり、CPU(Central Processing Unit)と、メモリと、HDD(Hard Disk Drive)と、通信インタフェース(I/F)と、ディスプレイ等の表示装置と、キーボードやマウス等の入力装置とを備える通常のコンピュータを利用したハードウェア構成となっている。
The
図2は、本実施形態にかかる管理装置10および発電システム20の機能的構成の一例を示す図である。
FIG. 2 is a diagram showing an example of functional configurations of the
まず、発電システム20について説明する。発電システム20は、電力量計23と、発電部24と、を備える。
First, the
電力量計23は、発電部24から出力される電力量を計測する。すなわち、電力量計23は、発電システム20の発電量である発電システム出力を計測する。発電システム出力は、発電システム20から電力系統2へと供給される電力量である。電力量計23は、単位時間ごとに発電システム出力を計測する。
The
単位時間とは、電力システムSで管理される管理時間である。本実施形態では、単位時間が30分である形態を一例として説明する。 A unit time is a management time managed by the power system S. As shown in FIG. In this embodiment, a form in which the unit time is 30 minutes will be described as an example.
発電部24は、蓄電池25と、PV26と、制御部27と、を備える。上述したように、本実施形態では、蓄電池25は、PV26のみから充電される。制御部27は、管理装置10から受付けた充放電計画および発電計画に基づいて蓄電池25の充放電等を制御する。この制御の詳細は後述する。また、制御部27は、PV26のPV発電電力量、蓄電池25の充放電電力量、および蓄電池の充電率である蓄電池SoC(State Of Charge)を単位時間ごとに管理装置10へ出力する。なお、これらの情報は、電力量計23、蓄電池25、およびPV26の各々から管理装置10へ出力される構成であってもよい。
The
管理装置10について説明する。管理装置10は、通信部11と、入力部12と、表示部13と、記憶部14と、制御部15と、を備える。通信部11、入力部12、表示部13、および記憶部14と、制御部15とは、バス等により通信可能に接続されている。
The
通信部11は、卸電力市場5、広域機関6、予測システム7、および発電システム20と通信する。入力部12は、ユーザによる操作入力を受付けるキーボード等の入力デバイスである。表示部13は、各種の情報を表示するディスプレイである。記憶部14は、各種の情報を記憶する。記憶部14は、例えば、HDDや、メモリ等である。
The
制御部15は、情報処理を実行する演算部である。制御部15は、計画作成部15Aと、発電システム制御部15Bと、発電パタン作成部15Cと、インバランス算出部15Dと、表示制御部15Eと、を備える。
The
計画作成部15A、発電システム制御部15B、発電パタン作成部15C、インバランス算出部15D、および表示制御部15Eの少なくとも1つは、例えば、1または複数のプロセッサにより実現される。例えば、上記各部は、CPUなどのプロセッサにプログラムを実行させること、すなわちソフトウェアにより実現してもよい。上記各部は、専用のIC(Integrated Circuit)などのプロセッサ、すなわちハードウェアにより実現してもよい。上記各部は、ソフトウェアおよびハードウェアを併用して実現してもよい。複数のプロセッサを用いる場合、各プロセッサは、各部のうち1つを実現してもよいし、各部のうち2以上を実現してもよい。
At least one of the plan creation unit 15A, the power generation system control unit 15B, the power generation
計画作成部15Aは、PV26の発電予測値および電力売電単価に基づいて、売電収益の予測値を最大化する充放電計画および発電計画を作成する。
The plan creation unit 15A creates a charge/discharge plan and a power generation plan that maximize the predicted value of the profit from selling electricity, based on the predicted value of power generation of the
まず、計画作成部15Aは、PV26の発電予測値および電力売電単価を導出する。
First, the plan creating unit 15A derives the predicted power generation value of the
PV26の発電予測値とは、単位時間ごとのPV26の発電電力量の予測値である。以下では、PV26の発電予測値を、PV発電予測値と称して説明する場合がある。計画作成部15Aは、発電システム20から取得したPV26のPV発電電力量の実測値や、日照量等の気象情報等に基づいて、単位時間ごとのPV発電予測値を導出する。なお、計画作成部15Aは、予測システム7、入力部12、または記憶部14などからPV発電予測値を取得することで、PV発電予測値を導出してもよい。
The power generation prediction value of the
電力売電単価とは、発電システム20から出力される電力の単位時間ごとの売電単価である。電力売電単価は、卸電力市場5における取引価格予測値、および、契約により予め定められた取引価格の何れであってもよい。本実施形態では、電力売電単価が、単位時間ごとの取引価格予測値である形態を一例として説明する。計画作成部15Aは、例えば、卸電力市場5や予測システム7等から電力売電単価を取得することで、電力売電単価を導出すればよい。
The power selling price is the selling price of the power output from the
計画作成部15Aは、PV発電予測値および電力売電単価に基づいて、発電システム20の売電収益の予測値を最大化する充放電計画および発電計画を作成する。本実施形態では、計画作成部15Aは、翌日の24時間分の充放電計画および発電計画を作成する形態を一例として説明する。
The plan preparation unit 15A prepares a charge/discharge plan and a power generation plan that maximize the predicted value of the power sales profit of the
詳細には、計画作成部15Aは、式(2)~式(6)に示される制約条件下で、式(1)の目的関数Fを最大化する最適化問題の最適解を算出する。この目的関数Fを最大化する最適解を算出することで、計画作成部15Aは、単位時間ごとの充放電計画および発電計画を発電システム20ごとに算出する。
Specifically, the plan creating unit 15A calculates the optimum solution of the optimization problem that maximizes the objective function F of Equation (1) under the constraint conditions shown in Equations (2) to (6). By calculating the optimum solution that maximizes this objective function F, the plan creating unit 15A calculates a charge/discharge plan and a power generation plan for each unit time for each
式(1)~式(6)の最適化問題は、線形計画問題と称される問題である。計画作成部15Aは、例えば、単体法や内点法等の手法によって式(1)の目的関数Fを最大化する最適解を算出する。 The optimization problems of equations (1) to (6) are called linear programming problems. The plan creating unit 15A calculates an optimum solution that maximizes the objective function F of Equation (1) by a technique such as the simplex method or the interior point method.
上記式(1)の変数は以下の通りである。 The variables of the above formula (1) are as follows.
Ct:時刻tの蓄電池25への充電量(kWh)
Dt:時刻tの蓄電池25からの放電量(kWh)
C t : Amount of charge to
D t : Amount of discharge from
上記式(1)~式(6)のパラメータは以下の通りである。
UPt:時刻tの電力売電単価の予測値(円/kWh)
PVt:時刻tのPV発電予測値(kWh)
Cmin:30分で充電可能な最小電力量(kWh)
Cmax:30分で充電可能な最大電力量(kWh)
Dmin:30分で放電可能な最小電力量(kWh)
Dmax:30分で放電可能な最大電力量(kWh)
SoCmin:蓄電池SoCの運用下限
SoCmax:蓄電池SoCの運用上限
ηc:蓄電池25の充電効率
ηD:蓄電池25の放電効率
The parameters of the above formulas (1) to (6) are as follows.
UP t : Predicted unit price of electric power sold at time t (yen/kWh)
PV t : PV power generation predicted value at time t (kWh)
C min : Minimum electric energy (kWh) that can be charged in 30 minutes
C max : Maximum electric energy (kWh) that can be charged in 30 minutes
D min : Minimum electric energy (kWh) that can be discharged in 30 minutes
D max : maximum electric energy (kWh) that can be discharged in 30 minutes
SoC min : Lower limit of operation of storage battery SoC SoC max : Upper limit of operation of storage battery SoC η c : Charging efficiency of
式(1)中、DtおよびCtが蓄電池25の時刻tごとの充放電計画に相当する。式(1)中、{PVt-(Dt-Ct)}が発電システム20の時刻tごとの発電計画に相当する。
In equation (1), D t and C t correspond to the charge/discharge plan for the
式(1)によって表される目的関数Fは、計画対象の時間Tの売電収益の予測値を示す。本実施形態では、計画対象の時間Tは、この処理が実行される日の翌日の24時間とする。tは、単位時間である30分間隔の時刻を示す。 The objective function F represented by Equation (1) indicates the predicted value of the power sales profit for the time T to be planned. In this embodiment, the time T to be planned is 24 hours on the day following the day when this process is executed. t indicates the time at 30-minute intervals, which is the unit time.
計画作成部15Aは、式(1)~式(6)のパラメータである、30分(単位時間)で充電可能な最小電力量Cmin、30分で充電可能な最大電力量Cmax、30分で放電可能な最小電力量Dmin、30分で放電可能な最大電力量Dmax、蓄電池SoCの運用下限SoCmin、蓄電池SoCの運用上限SoCmax、蓄電池の充電効率ηc、および蓄電池の放電効率ηDを記憶部14から読み取ることで取得する。なお、計画作成部15Aは、これらのパラメータの少なくとも1つを、発電システム20等から取得してもよい。
The plan creation unit 15A determines the parameters of formulas (1) to (6), the minimum power amount C min that can be charged in 30 minutes (unit time), the maximum power amount that can be charged in 30 minutes C max , 30 minutes maximum power D max that can be discharged in 30 minutes, lower operating limit SoC min of storage battery SoC, upper operating limit SoC max of storage battery SoC, charging efficiency η c of storage battery, and discharging efficiency of storage battery η D is obtained by reading from the
また、上述したように、計画作成部15Aは、PV発電予測値であるPVtおよび電力売電単価であるUPtを導出する。 In addition, as described above, the plan creation unit 15A derives PV t , which is the PV power generation predicted value, and UP t , which is the electricity selling price.
そして、計画作成部15Aは、式(2)~式(6)の制約条件を満たしたうえで、売電収益の予測値である目的関数Fが最大となるDtおよびCtの値を求める。言い換えると、計画作成部15Aは、取得および導出した上記パラメータを式(1)~式(6)へ入力し、目的関数Fが最大となるDtおよびCtの値である最適解を求める。この最適解を求める処理により、計画作成部15Aは、時刻tごとの蓄電池25への充電量Ctおよび蓄電池25からの放電量Dtを規定した充放電計画を作成する。
Then, the plan creation unit 15A obtains the values of D t and C t that maximize the objective function F, which is the predicted value of the profit from selling electricity, after satisfying the constraints of formulas (2) to (6). . In other words, the planning unit 15A inputs the obtained and derived parameters to the equations (1) to (6), and obtains the optimum solution that is the values of D t and C t that maximize the objective function F. Through this process of obtaining the optimum solution, the plan creation unit 15A creates a charge/discharge plan that defines the charge amount Ct to the
また、計画作成部15Aは、目的関数Fが最大となるDtおよびCtの値を求めることで、式(1)中の{PVt-(Dt-Ct)}によって表される、時刻tごとの発電システム20の発電量を規定した発電計画を作成する。
In addition, the plan creation unit 15A obtains the values of D t and C t that maximize the objective function F, and is represented by {PV t - (D t - C t )} in Equation (1), A power generation plan is created that defines the power generation amount of the
図3は、目的関数Fが最大となる充放電計画および発電計画の一例の説明図である。図3には、時刻tに対する電力売電単価(円/kWh)、時刻tに対する電力量(kWh)、および時刻tに対する蓄電池蓄電量(kWh)を示す。 FIG. 3 is an explanatory diagram of an example of a charge/discharge plan and a power generation plan in which the objective function F is maximized. FIG. 3 shows the unit price of electric power (yen/kWh) at time t, the amount of electric power (kWh) at time t, and the amount of power stored in the storage battery (kWh) at time t.
線図30は、時刻tの電力売電単価の予測値UPtを表す。線図32は、時刻tのPV発電予測値PVtを表す。線図34は、発電システム20の時刻tごとの発電計画{PVt-(Dt-Ct)}を表す。線図36は、蓄電池25の蓄電量の計画値を表す。
A diagram 30 represents the predicted value UP t of the electricity selling price at time t. A diagram 32 represents the predicted PV power generation value PV t at time t. A diagram 34 represents a power generation plan {PV t −(D t −C t )} of the
線図30に示されるように、時刻tの電力売電単価の予測値UPtは、時刻tに応じて変動する。また、線図32に示すように、PV26の時刻tのPV発電予測値PVtは、例えば、昼間の時間帯の発電電力量が多くなる。
As shown in the diagram 30, the predicted value UP t of the electric power selling price at time t fluctuates according to time t. Further, as shown in the diagram 32, the PV power generation prediction value PV t at the time t of the
計画作成部15Aは、売電収益の予測値である目的関数Fを最大化する時刻tの蓄電池25への充電量Ctおよび時刻tの蓄電池25からの放電量Dtを求める。この処理により、計画作成部15Aは、電力売電単価の高い時間帯に放電し、電力売電単価の低い時間帯に充電する充放電計画を作成する。
The plan creation unit 15A obtains the charge amount Ct to the
詳細には、例えば、PV26の発電開始によって6時から蓄電池25の充電を開始し、電力売電単価の高い8時から8時30分の時間帯に放電し、電力売電単価の安い11時から12時までの時間帯に充電し、さらに、電力売電単価の高い17時から18時の時間帯に放電する、充放電計画が作成される。
Specifically, for example, when the
このため、{PVt-(Dt-Ct)}によって表される発電システム20の時刻tごとの発電計画である発電システム出力は、線図34によって表されるものとなる。
Therefore, the power generation system output, which is the power generation plan for each time t of the
また、線図36に示すように、蓄電池25の充電量上限である蓄電池SoCの運用上限SoCmaxおよび蓄電池25の充電量下限であるSoCの運用上限SoCminの制約を満たす充放電計画が作成される。
Further, as shown in a diagram 36, a charging/discharging plan that satisfies the constraints of the operation upper limit SoC max of the storage battery SoC, which is the upper limit of the charge amount of the
このため、計画作成部15Aは、発電システム20の売電収益の予測値を最大化する、蓄電池25の充放電計画および発電システム20の発電計画を作成することができる。
Therefore, the plan creation unit 15A can create a charge/discharge plan for the
図2に戻り説明を続ける。計画作成部15Aは、作成した発電計画を、広域機関6へ提出する。また、計画作成部15Aは、作成した充放電計画および発電計画を、発電システム制御部15Bおよび表示制御部15Eへ出力する。
Returning to FIG. 2, the description is continued. The plan creation unit 15A submits the created power generation plan to the
表示制御部15Eは、計画作成部15Aから受付けた充放電計画および発電計画を表示部13へ表示する。このため、ユーザは表示部13を視認することで充放電計画および発電計画を確認することができる。
発電システム制御部15Bは、計画作成部15Aから受付けた充放電計画および発電計画に応じて発電システム20を制御する。
Power generation system control unit 15B controls
例えば、発電システム制御部15Bは、計画作成部15Aから受付けた充放電計画および発電計画を、通信部11を介して発電システム20へ出力する。
For example, the power generation system control unit 15B outputs the charge/discharge plan and the power generation plan received from the plan creation unit 15A to the
管理装置10から充放電計画および発電計画を受付けた発電システム20の制御部27は、受け付けた充放電計画および発電計画に基づいて蓄電池25を制御する。詳細には、制御部27は、時刻tごとの蓄電池25の充放電計画通りに、蓄電池25の充電および放電を制御する。具体的には、制御部27は、充放電計画に示される単位時間ごとに、時刻tの蓄電池25への充電量Ctまたは時刻tの蓄電池25からの放電量Dtを表す指示信号を蓄電池25へ出力する。蓄電池25は、時刻tの充電量Ctを示す指示信号を受付けると、該時刻tにPV26で発電された電力の内、指示信号によって示される充電量Ctの電力を充電する。また、蓄電池25は、時刻tの放電量Dtを示す指示信号を受付けると、該時刻tに指示信号によって示される放電量Dtの電力を電力系統2へ放電する。また、制御部27は、発電計画通りの発電システム出力が得られるように、発電計画に沿って蓄電池25の充放電を制御してもよい。
Control unit 27 of
なお、発電システム制御部15Bが、計画作成部15Aで作成された充放電計画および発電計画に基づいて発電システム20の蓄電池25を制御してもよい。すなわち、制御部27による蓄電池25の制御機能を、発電システム制御部15Bが備えた構成であってもよい。この場合、発電システム制御部15Bは、時刻tごとの蓄電池25の充放電計画通りに、蓄電池25の充電および放電を制御すればよい。具体的には、発電システム制御部15Bは、充放電計画に示される単位時間ごとに、時刻tの蓄電池25への充電量Ctまたは時刻tの蓄電池25からの放電量Dtを表す指示信号を、発電システム20の蓄電池25へ出力すればよい。
The power generation system control unit 15B may control the
本実施形態では、発電システム制御部15Bが、計画作成部15Aで作成された充放電計画および発電計画に基づいて、発電システム20の蓄電池25を制御する形態を一例として説明する。
In this embodiment, an example will be described in which the power generation system control unit 15B controls the
なお、発電システム制御部15Bは、充放電計画に示される時刻tごとの蓄電池25の充放電計画通りに蓄電池25の充放電を制御してもよいが、発電計画に沿った発電システム出力が実現されるように蓄電池25の充放電を制御してもよい。
Note that the power generation system control unit 15B may control the charging and discharging of the
詳細には、充放電計画および発電計画の作成時に用いられた時刻tのPV発電予測値PVtは予測値であり、発電計画を実行する当日にPV26が予測値通りに発電するとは限らない。このため、発電システム20の発電計画と発電システム20の発電実績との差であるインバランスが発生する場合がある。
Specifically, the PV power generation prediction value PV t at time t used when creating the charge/discharge plan and the power generation plan is a prediction value, and the
このため、発電システム制御部15Bは、発電システム20の実際の発電システム出力である発電実績が発電システム20の時刻tごとの発電計画{PVt-(Dt-Ct)}通りとなるように、蓄電池25の充放電を制御してもよい。すなわち、発電システム制御部15Bは、インバランスを抑制するように、蓄電池25の充電および放電を制御してもよい。
Therefore, the power generation system control unit 15B controls the power generation performance, which is the actual power generation system output of the
図4を用いて説明する。図4は、蓄電池25の充放電制御の一例の説明図である。図4には、時刻tに対する電力量(kWh)および時刻tに対する蓄電池蓄電量(kWh)を示す。
Description will be made with reference to FIG. FIG. 4 is an explanatory diagram of an example of charge/discharge control of the
線図32は、時刻tのPV発電予測値PVtを表す。線図34は、発電システム20の発電計画を表す。線図33は、PV26の実際の発電実績値を表す。線図35は、時刻tごとの蓄電池25の充放電計画通りに蓄電池25の充電および放電を制御した場合の、当日の発電システム出力を表す。言い換えると、線図35は、発電システム20の発電実績を示す。また、図4中、DtおよびCtは、時刻tごとの蓄電池25の充放電計画通りの充放電制御を表す。
A diagram 32 represents the predicted PV power generation value PV t at time t. Diagram 34 represents the power generation plan of
線図38および領域38Aは、線図34によって表される発電システム20の発電計画と、線図35によって表される発電システム20の発電実績と、の差であるインバランスを示す。線図35によって表される発電システム20の発電実績は、PV26の実際の発電実績値(線図33)から、蓄電池25の充放電実績値(図4中ではDtおよびCt)を加減算した値で表される。線図36は、蓄電池25の蓄電量の計画値を表す。
Diagram 38 and
線図33に示す充放電計画および発電計画の実行日である当日のPV26の発電実績値は、線図32に示すPV発電予測値PVtとは異なるものとなる場合がある。この場合、時刻tごとの蓄電池25の充放電計画通りに蓄電池25の充電および放電を制御すると、当日の発電システム20の出力は、例えば、線図35に示されるものとなる。このため、充放電計画および発電計画の実行日である当日には、発電システム20の発電計画と発電システム20の発電実績との差であるインバランス(線図38および領域38A参照)が発生する場合がある。
The actual power generation value of the
そこで、発電システム制御部15Bは、インバランスの発生が予測された場合に、発電システム20の発電計画に沿った発電システム出力が実現されるように、蓄電池25の充電および放電を制御してもよい。例えば、発電システム制御部15Bは、単位時間(例えば30分)内で、発電計画に対し、PV26のPV発電実績値が小さければ蓄電池25を放電し、大きければ蓄電池25を充電させて、発電システム20の出力を発電計画に近づける制御を行う。以下では、蓄電池25の充電および放電を蓄電池25の充放電と称し、充放電の制御を、充放電制御と称する場合がある。このような制御を行うことで、管理装置10は、売電収益の予測値を最大化しつつ、且つ、インバランスの抑制を図ることができる。
Therefore, the power generation system control unit 15B controls the charging and discharging of the
なお、蓄電池25の容量には限りがある。このため、計画作成部15Aで作成された発電計画に沿った発電システム出力が実現されるように蓄電池25の充放電を制御しても、蓄電池25の容量を超える充放電制御は出来ないため、インバランスの抑制が困難な場合がある。
Note that the capacity of the
そこで、計画作成部15Aは、蓄電池25の運用充電率の上限および下限の少なくとも一方に予備容量であるマージンを設定した充放電計画および発電計画を作成することが好ましい。
Therefore, the plan creation unit 15A preferably creates a charge/discharge plan and a power generation plan in which a margin, which is a spare capacity, is set for at least one of the upper limit and the lower limit of the operational charging rate of the
蓄電池25の運用充電率の上限とは、上述した蓄電池SoCの運用上限SoCmaxに相当する。蓄電池25の運用充電率の下限とは、上述した蓄電池SoCの運用下限SoCminに相当する。
The upper limit of the operating charging rate of the
例えば、計画作成部15Aは、式(4)に示す目的関数Fの制約条件である蓄電池SoCの運用上限SoCmaxおよび蓄電池SoCの運用下限SoCminに、マージンを設定した充放電計画および発電計画を作成すればよい。マージンの値は、例えば、オフラインシミュレーション等により決定すればよい。例えば、計画作成部15Aは、売電収益の予測値を最大化し、且つ、インバランスを回避するように、シミュレーション等によりマージンの値を決定すればよい。 For example, the plan creation unit 15A creates a charge/discharge plan and a power generation plan in which margins are set for the upper limit SoC max for operation of the storage battery SoC and the lower limit SoC min for operation of the storage battery SoC, which are the constraints of the objective function F shown in Equation (4). Just create it. The value of the margin may be determined by off-line simulation or the like, for example. For example, the plan creation unit 15A may determine the value of the margin through simulation or the like so as to maximize the predicted value of profit from power sales and avoid imbalance.
例えば、マージンを設定しない状態では蓄電池SoCの運用下限SoCminが0%であり、蓄電池SoCの運用上限SoCmaxが100%であった場合を想定する。この場合、計画作成部15Aは、例えば、蓄電池SoCの運用下限に30%のマージンを設定し、蓄電池SoCの運用上に20%のマージンを設定する。具体的には、例えば、計画作成部15Aは、蓄電池SoCの運用下限SoCminを30%とし、蓄電池SoCの運用上限SoCmaxを80%とする。そして、計画作成部15Aは、この制約条件で、上記目的関数Fを最大化する充放電計画および発電計画を作成すればよい。 For example, assume a case where the operating lower limit SoC min of the storage battery SoC is 0% and the operating upper limit SoC max of the storage battery SoC is 100% when no margin is set. In this case, the plan creation unit 15A sets, for example, a margin of 30% for the lower limit of operation of the storage battery SoC and a margin of 20% for operation of the storage battery SoC. Specifically, for example, the plan creation unit 15A sets the operation lower limit SoC min of the storage battery SoC to 30% and sets the operation upper limit SoC max of the storage battery SoC to 80%. Then, the plan creation unit 15A should create a charge/discharge plan and a power generation plan that maximize the objective function F under these constraints.
計画作成部15Aが蓄電池25の運用充電率の上限および下限の少なくとも一方に予備容量であるマージンを設定した充放電計画および発電計画を作成することで、発電システム制御部15Bによる当日の蓄電池25の制御時に、インバランスを抑制した制御を行うことができる。
The plan creation unit 15A creates a charge/discharge plan and a power generation plan in which a margin, which is a spare capacity, is set to at least one of the upper limit and the lower limit of the operating charging rate of the
図2に戻り説明を続ける。広域機関6に提出する発電計画は、発電計画を実行する当日であっても修正可能である。例えば、当日計画の提出期限であるゲートクローズ(GC)前に発電計画を修正して提出することが可能である。
Returning to FIG. 2, the description is continued. The power generation plan submitted to the
このため、計画作成部15Aは、PV発電予測値である時刻tのPV発電予測値PVtの変化に応じて、適宜、発電計画を再作成して広域機関6に提出してもよい。また、このとき、計画作成部15Aは、発電BG3に属する複数の発電所8の各々の最新の発電計画に応じて発電BG3全体の発電計画を再算出し、広域機関6へ提出してもよい。このとき、計画作成部15Aは、充放電計画についても併せて再作成してもよい。また、計画作成部15Aが充放電計画および発電計画を修正すなわち再作成した場合には、発電システム制御部15Bは、最新の充放電計画および発電計画に基づいて発電システム20の蓄電池25を制御すればよい。
For this reason, the plan creation unit 15A may recreate the power generation plan and submit it to the
なお、上述したように、充放電計画および発電計画を実行する当日には、インバランスが発生する場合がある。 In addition, as described above, an imbalance may occur on the day when the charging/discharging plan and the power generation plan are executed.
そこで、計画作成部15Aは、売電収益からインバランス損失を減算した減算値を最大化する充放電計画および発電計画を作成してもよい。 Therefore, the plan creation unit 15A may create a charge/discharge plan and a power generation plan that maximize the subtraction value obtained by subtracting the imbalance loss from the electricity sales profit.
この場合、計画作成部15Aは、発電パタン作成部15Cおよびインバランス算出部15Dの各々から受付ける情報を用いて、充放電計画および発電計画を作成すればよい。
In this case, plan creation unit 15A may create a charge/discharge plan and a power generation plan using information received from each of power generation
発電パタン作成部15Cは、PV26の発電予測値の発電パタンを作成する。 15 C of power generation pattern preparation parts produce the power generation pattern of the power generation prediction value of PV26.
発電パタンとは、発電計画を実行する当日における、PV26のPV発電予測値の時刻推移を表すパタンである。言い換えると、発電パタンとは、発電計画を実行する当日における、時刻tごとのPV発電予測値PVtである。発電パタン作成部15Cは、時刻tのPV発電予測値PVtの異なる複数の発電パタンを作成する。
The power generation pattern is a pattern representing the time transition of the PV power generation predicted value of the
図5は、発電パタン40の一例の模式図である。図5中、横軸は時刻tを示し、縦軸はPV26から出力される電力量であるPV出力を示す。
FIG. 5 is a schematic diagram of an example of the
発電パタン作成部15Cは、例えば、基準となる期待値として、時刻tのPV発電予測値PVtである発電パタン40Aを作成する。発電パタン作成部15Cは、例えば、上述した目的関数Fで用いる時刻tのPV発電予測値PVtの導出時と同様にして、PV発電電力量の実測値や日照量等の気象情報等に基づいて、基準となる期待値の時刻tのPV発電予測値PVtである発電パタン40Aを作成する。なお、発電パタン作成部15Cは、予測システム7、入力部12、または記憶部14などからPV発電予測値を取得することで、発電パタン40Aを作成してもよい。
The power generation
そして、発電パタン作成部15Cは、予測外れとして生じうる複数の発電パタン40を作成する。例えば、発電パタン作成部15Cは、期待値として作成した発電パタン40Aから、増加する方向および減少する方向にPV出力の異なる複数の発電パタン40を作成する。図5には、発電パタン40B~発電パタン40Gの発電パタン40を一例として示す。発電パタン40Bは、発電パタン40Aから+1σ方向にPV出力の異なる発電パタン40の一例である。発電パタン40Cは、発電パタン40Aから+2σ方向にPV出力の異なる発電パタン40の一例である。発電パタン40Dは、発電パタン40Aから+3σ方向にPV出力の異なる発電パタン40の一例である。発電パタン40Eは、発電パタン40Aから-1σ方向にPV出力の異なる発電パタン40の一例である。発電パタン40Fは、発電パタン40Aから-2σ方向にPV出力の異なる発電パタン40の一例である。発電パタン40Gは、発電パタン40Aから-3σ方向にPV出力の異なる発電パタン40の一例である。
Then, the power generation
本実施形態では、発電パタン作成部15Cは、7個の発電パタン40作成する形態を一例として説明する。なお、発電パタン作成部15Cが作成する発電パタン40の数は、2個以上であればよく、7個に限定されない。
In this embodiment, the power generation
発電パタン作成部15Cは、作成した複数の発電パタン40の各々が、発電計画を実行する当日に実際に発生する発生確率Piを算出する。
The power generation
図6は、発電パタン作成部15Cが作成した複数の発電パタン40の各々が実際の当日に発生する発生確率Piの確率分布の一例を示す図である。本実施形態では、この確率分布が、正規分布を示す形態を一例として説明する。
FIG. 6 is a diagram showing an example of the probability distribution of occurrence probabilities P i that each of the plurality of
図7は、発電パタン作成部15Cが作成した複数の発電パタン40の各々が発電計画を実行する当日に発生する発生確率と、複数の発電パタン40の各々の時刻tごとのPV発電予測値PVtと、の一例を示す図である。
FIG. 7 shows the occurrence probability that each of the plurality of
図2に戻り説明を続ける。インバランス算出部15Dは、発電計画と、発電パタン40に応じた発電システム20の出力との差であるインバランスの予測値を算出する。
Returning to FIG. 2, the description is continued. The
インバランス算出部15Dは、発電パタン作成部15Cが作成した複数の発電パタン40の各々ごとに、各時刻tで発生するインバランスの予測値を算出する。例えば、インバランス算出部15Dは、PV発電予測値に対して得られた発電計画{PVt-(Dt-Ct)}と、実際のPV発電が複数の発電パタン40の各々の時刻tごとのPV発電予測値PVtであった場合の発電システム20の発電実績想定値との差を、時刻tごとのインバランスの予測値として算出する。この発電システム20の発電実績想定値は、複数の発電パタン40の各々の時刻tごとのPV発電予測値PVtに対して、発電計画通りになるように蓄電池25を充放電制御したときの発電システム20の出力である。この発電システム20の発電実績想定値は、蓄電池25の制御を含む制御シミュレーション等により算出すればよい。
The
そして、計画作成部15Aは、インバランスの予測値およびインバランス単価に基づいてインバランス損失を算出し、売電収益からインバランス損失を減算した減算値が最大化するように、充放電計画および発電計画を作成する。 Then, the plan creation unit 15A calculates the imbalance loss based on the predicted imbalance value and the imbalance unit price, and calculates the charging/discharging plan and the Create a power generation plan.
詳細には、計画作成部15Aは、目的関数F’を用いる事で、売電収益からインバランス損失を減算した減算値が最大化する充放電計画および発電計画を作成する。目的関数F’は、以下の式(7)によって表される。 Specifically, the plan creation unit 15A creates a charge/discharge plan and a power generation plan that maximize the subtraction value obtained by subtracting the imbalance loss from the power sales revenue by using the objective function F'. The objective function F' is represented by the following equation (7).
上記式(7)の変数は、CtおよびDtであり、その意味は上記式(1)と同様である。すなわち、Ctは時刻tの蓄電池25への充電量であり、Dtは時刻tの蓄電池25からの放電量である。
The variables in formula (7) above are C t and D t , and their meanings are the same as in formula (1) above. That is, Ct is the amount of charge to the
上記式(7)~式(14)のパラメータは以下の通りである。
UPt:時刻tの電力売電単価の予測値(円/kWh)
PVt:時刻tのPV発電予測値(kWh)
Cmin:30分で充電可能な最小電力量(kWh)
Cmax:30分で充電可能な最大電力量(kWh)
Dmin:30分で放電可能な最小電力量(kWh)
Dmax:30分で放電可能な最大電力量(kWh)
SoCmin:蓄電池SoCの運用下限
SoCmax:蓄電池SoCの運用上限
ηc:蓄電池25の充電効率
ηD:蓄電池25の放電効率
IMB:インバランス損失
Pi:iによって識別される発電パタン40の発生確率
i:発電パタン40の識別情報
N:発電パタン40の数
UPIMt:インバランス単価の予測値(円/kWh)
IMi,t:iによって識別される発電パタン40に対して発生する時刻tのインバランスの予測値
The parameters of the above formulas (7) to (14) are as follows.
UP t : Predicted unit price of electric power sold at time t (yen/kWh)
PV t : PV power generation predicted value at time t (kWh)
C min : Minimum electric energy (kWh) that can be charged in 30 minutes
C max : Maximum electric energy (kWh) that can be charged in 30 minutes
D min : Minimum electric energy (kWh) that can be discharged in 30 minutes
D max : maximum electric energy (kWh) that can be discharged in 30 minutes
SoC min : Operational lower limit of storage battery SoC SoC max : Operational upper limit of storage battery SoC η c : Charging efficiency of
IM i,t : Predicted value of imbalance at time t that occurs for the
UPt、PVt、Cmin、Cmax、Dmin、Dmax、SoCmin、SoCmax、ηc、およびηDの意味は、上記式(1)~式(6)と同様である。すなわち、式(10)~式(14)は、式(2)~式(6)と同様である。 The meanings of UP t , PV t , C min , C max , D min , D max , SoC min , SoC max , η c , and η D are the same as in formulas (1) to (6) above. That is, formulas (10) to (14) are the same as formulas (2) to (6).
式(7)に示される目的関数F’は、すなわち、式(1)に示される目的関数Fから式(8)に示されるインバランス損失IMBを減算する関数である。 The objective function F' shown in equation (7) is a function for subtracting the imbalance loss IMB shown in equation (8) from the objective function F shown in equation (1).
計画作成部15Aは、インバランス算出部15Dで作成された複数の発電パタン40の各々の各時刻tで発生するインバランスの予測値IMi,tと、時刻tごとのインバランス単価の予測値UPIMtと、発電パタン40の各々の発生確率Piと、を式(8)に代入する。この処理により、計画作成部15Aは、インバランス損失IMBを算出する。
The plan generation unit 15A generates a predicted imbalance value IM i,t occurring at each time t for each of the plurality of
そして、更に、計画作成部15Aは、上記と同様にして目的関数Fを算出し、更に上記目的関数F’を算出する。 Further, the plan creating unit 15A calculates the objective function F in the same manner as described above, and further calculates the objective function F'.
詳細には、計画作成部15Aは、式(9)~式(14)の制約条件を満たしたうえで、売電収益からインバランス損失を減算した減算値である目的関数F’が最大となる、DtおよびCtの値を求める。言い換えると、計画作成部15Aは、取得および導出した上記パラメータを式(7)~式(14)へ入力し、目的関数F’が最大となるDtおよびCtの値および{PVt-(Dt-Ct)}の値を求める。 Specifically, the plan creation unit 15A satisfies the constraints of formulas (9) to (14), and maximizes the objective function F′, which is the subtraction value obtained by subtracting the imbalance loss from the power sales profit. , D t and C t . In other words, the planning unit 15A inputs the obtained and derived parameters to the equations (7) to (14), and the values of D t and C t that maximize the objective function F′ and {PV t −( D t −C t )}.
例えば、計画作成部15Aは、目的関数F’の値が収束するまで、充放電計画および発電計画を修正し、充放電計画および発電計画を修正するごとに、時刻tのインバランスの予測値IMi,tの算出、インバランス損失IMBの算出、および目的関数F’の計算、の一連の処理を繰り返す。そして、計画作成部15Aは、目的関数F’の計算結果が収束したときのDtおよびCtの値を最適解として求める。充放電計画および発電計画の修正には、例えば、遺伝的アルゴリズム(GA:genetic algorithm)を用いればよい。 For example, the plan creation unit 15A corrects the charge/discharge plan and the power generation plan until the value of the objective function F' converges, and each time the charge/discharge plan and the power generation plan are corrected, the imbalance predicted value IM at time t A series of processes of calculating i and t , calculating the imbalance loss IMB, and calculating the objective function F' is repeated. Then, the plan creation unit 15A obtains the values of D t and C t when the calculation result of the objective function F' converges as the optimum solution. A genetic algorithm (GA), for example, may be used to correct the charging/discharging plan and the power generation plan.
この目的関数F’の最適解を求める処理により、計画作成部15Aは、売電収益からインバランス損失を減算した減算値が最大化する、時刻tごとの蓄電池25への充電量Ctおよび蓄電池25からの放電量Dtを規定した充放電計画を作成する。
By the process of obtaining the optimum solution of the objective function F′, the plan creation unit 15A maximizes the subtraction value obtained by subtracting the imbalance loss from the power sales profit, and the charge amount C t to the
また、計画作成部15Aは、目的関数F’が最大となるDtおよびCtの値を求めることで、式(7)中の{PVt-(Dt-Ct)}によって表される、売電収益からインバランス損失を減算した減算値が最大化する、時刻tごとの発電システム20の発電量を規定した発電計画を作成する。なお、式(7)中のPVtには、期待値として作成した発電パタン40Aの、時刻tのPV発電予測値PVtを用いればよい。
In addition, the plan creation unit 15A obtains the values of D t and C t that maximize the objective function F', and is represented by {PV t - (D t - C t )} in Equation (7) , to create a power generation plan that defines the power generation amount of the
このため、この場合、計画作成部15Aは、目的関数F’が最大となる充放電計画および発電計画を作成することができる。すなわち、売電収益からインバランス損失を減算した減算値が最大化する充放電計画および発電計画を作成することで、計画作成部15Aは、インバランス損失を考慮した売電収益の最大化を図ることができる。 Therefore, in this case, the plan creation unit 15A can create a charge/discharge plan and a power generation plan that maximize the objective function F'. That is, by creating a charge/discharge plan and a power generation plan that maximize the subtraction value obtained by subtracting the imbalance loss from the power sales profit, the plan creation unit 15A attempts to maximize the power sales profit considering the imbalance loss. be able to.
なお、計画作成部15Aは、売電収益からインバランス損失を減算した減算値が最大化する、蓄電池25の運用充電率の上限および下限の充放電計画および発電計画を作成してもよい。
The plan creation unit 15A may create a charge/discharge plan and a power generation plan for the upper and lower limits of the operating charging rate of the
すなわち、計画作成部15Aは、売電収益からインバランス損失を減算した減算値が最大化するように、上記式(4)および上記式(12)に示す制約条件である蓄電池SoCの運用上限SoCmaxおよび蓄電池SoCの運用下限SoCminにマージンを設定する。そして、計画作成部15Aは、マージンを設定した蓄電池SoCの運用上限SoCmaxおよび蓄電池SoCminを制約条件として用いて、上記目的関数F’が最大化する充放電計画および発電計画を作成してもよい。 That is, the plan creation unit 15A maximizes the subtraction value obtained by subtracting the imbalance loss from the power sales profit, the operation upper limit SoC of the storage battery SoC, which is the constraint condition shown in the above formula (4) and the above formula (12) A margin is set for max and the lower operating limit SoC min of the storage battery SoC. Then, the plan creation unit 15A creates a charge/discharge plan and a power generation plan that maximize the objective function F′ using the operating upper limit SoC max and the storage battery SoC min for which the margin is set as constraints. good.
詳細には、計画作成部15Aは、互いにマージンの異なる複数の蓄電池SoCの運用マージンのパタンを作成する。すなわち、計画作成部15Aは、蓄電池SoCの運用上限SoCmaxおよび蓄電池SoCの運用下限SoCminの少なくとも一方の異なる複数の組合せを、複数の蓄電池SoC運用マージンのパタンとして作成する。 Specifically, the plan creation unit 15A creates operation margin patterns for a plurality of storage battery SoCs with different margins. That is, the plan creation unit 15A creates a plurality of different combinations of at least one of the upper operating limit SoC max of the storage battery SoC and the lower operating limit SoC min of the storage battery SoC as a plurality of patterns of storage battery SoC operating margins.
図8は、蓄電池SoC運用マージンのパタンの一例を示す図である。図8には、蓄電池SoCの運用上限SoCmaxおよび蓄電池SoCの運用下限SoCminの少なくとも一方の異なる、35パタンの運用マージンのパタンの一例を示した。なお、作成する運用マージンの数は、複数であればよく、35パタンに限定されない。 FIG. 8 is a diagram showing an example of a storage battery SoC operation margin pattern. FIG. 8 shows an example of 35 operating margin patterns in which at least one of the operating upper limit SoC max of the storage battery SoC and the operating lower limit SoC min of the storage battery SoC is different. Note that the number of operating margins to be created is not limited to 35 patterns as long as it is plural.
そして、計画作成部15Aは、作成した複数の運用マージンのパタンの各々を上記式(4)のSoC上下限の制約条件として設定し、複数の運用マージンのパタンの各々ごとに、上記式(1)で表される目的関数Fを最大化する最適解を算出する。なお、式(1)中のPVtには、期待値として作成した発電パタン40Aの、時刻tのPV発電予測値PVtを用いればよい。 Then, the plan creation unit 15A sets each of the plurality of created operating margin patterns as a constraint on the SoC upper and lower limits of the above formula (4), and for each of the plurality of operating margin patterns, the above formula (1 ), the optimum solution that maximizes the objective function F is calculated. For PV t in equation (1), the PV power generation predicted value PV t at time t of the power generation pattern 40A created as the expected value may be used.
これら処理により、まず、計画作成部15Aは、複数の運用マージンのパタンの各々ごとに、目的関数Fによって表される売電収益の予測値を最大化する発電計画を作成する。 Through these processes, the plan creation unit 15A first creates a power generation plan that maximizes the predicted value of the profit from selling electricity represented by the objective function F for each of the plurality of operating margin patterns.
図9A~図9Cは、複数の運用マージンのパタンの各々に対応する、目的関数Fによって表される売電収益の予測値を最大化する発電計画に沿って蓄電池25を制御したときの、蓄電池25の蓄電池SoCの推移一例である。
9A to 9C show the
図2に戻り説明を続ける。そして、計画作成部15Aは、複数の運用マージンのパタンの各々ごとに計算した目的関数Fから、インバランス損失IMBを減算した減算値が最大化する充放電計画および発電計画を作成する。すなわち、計画作成部15Aは、複数の運用マージンのパタンごとに算出した、最大となる目的関数Fを用いて、複数の運用マージンのパタンごとに、式(7)で表される目的関数F’を最大化する充放電計画および発電計画を作成する。 Returning to FIG. 2, the description is continued. Then, the plan creation unit 15A creates a charge/discharge plan and a power generation plan that maximize the subtraction value obtained by subtracting the imbalance loss IMB from the objective function F calculated for each of the plurality of operation margin patterns. That is, the plan creating unit 15A calculates the objective function F′ represented by Equation (7) for each of the plurality of operating margin patterns using the maximum objective function F calculated for each of the plurality of operating margin patterns. Create a charge/discharge plan and power generation plan that maximizes
詳細には、計画作成部15Aは、インバランス算出部15Dで作成された複数の発電パタン40の各々の時刻tのインバランスの予測値IMi,tと、時刻tごとのインバランス単価の予測値UPIMtと、発電パタン40の各々の発生確率Piと、を式(8)に代入することにより、インバランス損失IMBを算出する。
Specifically, the plan creation unit 15A predicts the imbalance prediction value IM i,t at time t for each of the plurality of
次に、計画作成部15Aは、作成した運用マージンのパタンごとに、最大となる目的関数F’を計算する。詳細には、計画作成部15Aは、複数の運用マージンのパタンの各々ごとに算出した、最大となる目的関数Fのそれぞれからインバランス損失IMBを減算することで、複数の運用マージンのパタンごとに、最大となる目的関数F’を算出する。 Next, the plan creating unit 15A calculates the maximum objective function F' for each created operation margin pattern. Specifically, the plan creation unit 15A subtracts the imbalance loss IMB from each of the maximum objective functions F calculated for each of the plurality of operating margin patterns, and for each of the plurality of operating margin patterns , the maximum objective function F′ is calculated.
さらに、計画作成部15Aは、複数の運用マージンのパタンごとに算出した最大となる目的関数F’の内、最も高い値を示す目的関数F’の計算時に用いた運用マージンのパタンと、該目的関数F’を最大化する充放電計画および発電計画を、採用する充放電計画および発電計画として選択する。 Furthermore, the plan creation unit 15A calculates the operating margin pattern used when calculating the objective function F' showing the highest value among the maximum objective functions F' calculated for each of the plurality of operating margin patterns, and the objective The charge/discharge plan and power generation plan that maximize the function F' are selected as the charge/discharge plan and power generation plan to be adopted.
これらの処理により、計画作成部15Aは、売電収益からインバランス損失を減算した減算値が最大化する運用マージンのパタンの充放電計画および発電計画を作成する。すなわち、計画作成部15Aは、売電収益からインバランス損失を減算した減算値を最大化する、蓄電池25の運用充電率の上限および下限の充放電計画および発電計画を作成することができる。蓄電池25の運用充電率の上限および下限は、上述したように、蓄電池SoCの運用下限SoCminおよび蓄電池SoCの運用上限SoCmaxである。
Through these processes, the plan creation unit 15A creates a charge/discharge plan and a power generation plan with an operation margin pattern that maximizes the subtracted value obtained by subtracting the imbalance loss from the electricity sales profit. That is, the plan creation unit 15A can create a charge/discharge plan and a power generation plan for the upper limit and lower limit of the operating charging rate of the
図10を用いて説明する。図10は、売電収益からインバランス損失を減算した減算値を最大化する、蓄電池25の運用充電率の上限および下限の充放電計画および発電計画の一例の説明図である。
Description will be made with reference to FIG. FIG. 10 is an explanatory diagram of an example of a charging/discharging plan and a power generation plan for the upper limit and lower limit of the operating charging rate of the
図10には、時刻t対する電力量(kWh)、時刻tに対する蓄電池SoC(%)、および時刻tに対するインバランス単価の予測値(円/kWh)を示す。 FIG. 10 shows the electric energy (kWh) for time t, the storage battery SoC (%) for time t, and the predicted imbalance unit price (yen/kWh) for time t.
線図32は、時刻tのPV発電予測値PVtを表す。線図34は、発電システム20の発電計画を表す。言い換えると、線図34は、発電計画通りの発電システム出力を表す。線図33は、PV26の実際の発電実績値を表す。線図35’は、発電システム20の発電計画通りの発電システム出力を実現するように蓄電池25の充放電を制御した場合の、当日の発電システム20の出力を表す。また、図10中、DtおよびCtは、蓄電池25の充放電計画通りの充放電制御を表す。図10中、Dt’およびCt’は、発電計画通りの発電システム出力を実現するための充放電制御を表す。
A diagram 32 represents the predicted PV power generation value PV t at time t. Diagram 34 represents the power generation plan of
線図38は、充放電計画通りの充放電制御を行った場合の、インバランスを示す。線図39および領域39Aは、充放電計画とは異なる充放電制御を行った場合の、インバランスを示す。言い換えると、線図39および領域39Aは、発電計画通りの発電システム出力を実現するための充放電制御を行った場合の、インバランスを示す。
A diagram 38 shows the imbalance when charging/discharging is controlled according to the charging/discharging plan. A diagram 39 and a
線図36は、目的関数F’が最大となる運用マージンのパタンである蓄電池SoCの運用下限SoCminと蓄電池SoCの運用上限SoCmaxの範囲内の、計画時の蓄電池SoCの推移の予測値である。線図37は、発電システム制御部15Bが発電計画通りの発電システム出力を実現するための充放電制御を行った場合の、蓄電池SoCの推移である。線図44は、時刻tのインバランス単価の予測値UPIMtを示す。 A diagram 36 is a predicted value of transition of the storage battery SoC at the time of planning within the range of the operating margin SoC min of the storage battery SoC and the operating margin SoC max of the storage battery SoC, which is the pattern of the operation margin that maximizes the objective function F′. be. A diagram 37 shows the transition of the storage battery SoC when the power generation system control unit 15B performs charge/discharge control for realizing the power generation system output according to the power generation plan. A diagram 44 shows the predicted imbalance unit price UPIM t at time t.
線図44に示すように、インバランス単価の予測値UPIMtは、時刻tに応じて変動する。線図32および線図33に示すように、PV26の時刻tのPV発電予測値PVtおよびPV26の発電実績値は、例えば、昼間の時間帯の発電電力量が多くなる。また、線図32および線図33に示すように、充放電計画および発電計画の作成時に用いたPV発電予測値PVtとPV26の発電実績値とのずれにより、インバランスが発生する場合がある(線図38参照)。
As shown in the diagram 44, the predicted imbalance unit price UPIM t fluctuates according to time t. As shown in diagrams 32 and 33, the predicted PV power generation value PV t at time t of the
発電システム制御部15Bは、例えば、発電システム20の実際の発電システム出力(線図35’参照)が、発電計画通りの発電システム出力(線図34参照)となるように、蓄電池25の充電および放電を制御する。
The power generation system control unit 15B, for example, charges the
蓄電池25の容量には限りがあるが、計画作成部15Aによって、売電収益からインバランス損失を減算した減算値を最大化する運用マージンの充放電計画および発電計画が作成されている。このため、線図36に示すように、充放電計画および発電計画の作成段階では、蓄電池SoCの運用下限SoCminおよび蓄電池SoCの運用上限SoCmaxは運用マージンを含む値、すなわち、予備容量を含む値となっている。
Although the capacity of the
蓄電池25の蓄電SoCに運用マージンをもたせた充放電計画および発電計画が作成されているため、発電システム制御部15Bによる蓄電池25の制御時には、蓄電池25の予備容量に相当する分、インバランスをより抑制する充放電制御を行うことができる。
Since the charging/discharging plan and the power generation plan are created with an operational margin for the power storage SoC of the
詳細には、例えば、発電システム制御部15Bは、蓄電池25の蓄電SoCが蓄電池25の最大蓄電SoCである100%となるまでの6時から9時までの時間帯Bには、充放電計画の充放電制御であるDtおよびCtとは異なる充放電制御であるDt’およびCt’を行う。すなわち、時間帯Bには、発電システム制御部15Bは、発電計画通りの発電システム出力が得られるように、充放電制御を行う。蓄電池25の蓄電SoCが100%である9時から17時の時間帯には、発電システム制御部15Bは、充放電計画の充放電制御であるDtおよびCtに沿った充放電制御を行う。また、発電システム制御部15Bは、蓄電池25の蓄電SoCが100未満0%を超える範囲となる17時から18時の時間帯Cには、充放電計画の充放電制御であるDtおよびCtとは異なる充放電制御Dt’およびCt’を行う。すなわち、時間帯Cには、発電システム制御部15Bは、発電計画通りの発電システム出力が得られるように、充放電制御を行う。そして、蓄電池25の蓄電SoCが0%となる18時以降の時間帯には、発電システム制御部15Bは、充放電計画の充放電制御であるDtおよびCtに沿った充放電制御を行う。
Specifically, for example, the power generation system control unit 15B sets the charge/discharge plan during the time zone B from 6:00 to 9:00 until the power storage SoC of the
ここで、蓄電池25の蓄電SoCに運用マージンを設けることで、インバランス抑制を図ることはできるが、運用マージンの程度により売電収益が減少する場合がある。しかし、発電システム制御部15Bが図10に示す制御時に用いる充放電計画および発電計画は、売電収益からインバランス損失を減算した減算値が最大化する、運用マージンの充放電計画および発電計画である。
Here, imbalance can be suppressed by providing an operation margin for the power storage SoC of the
このため、図10に示すように、発電システム制御部15Bは、インバランス単価の予測値UPIMtの高い時間帯Bおよび時間帯Cのインバランス発生を有効に抑制する充放電制御を行うことができる。 Therefore, as shown in FIG. 10, the power generation system control unit 15B can perform charge/discharge control that effectively suppresses the occurrence of imbalance during time period B and time period C when the predicted value UPIM t of the imbalance unit price is high. can.
すなわち、計画作成部15Aが売電収益からインバランス損失を減算した減算値が最大化する、蓄電池25の運用充電率の上限および下限の充放電計画および発電計画を作成することで、インバランス損失を考慮した売電収益の最大化を図ることができる。
That is, the plan creation unit 15A creates a charge/discharge plan and a power generation plan for the upper and lower limits of the operational charging rate of the
なお、計画作成部15Aは、作成した充放電計画および発電計画が発電システム制御部15Bによって実行されているときに、単位時間ごとに充放電計画および発電計画を再生成してもよい。 Note that the plan creation unit 15A may regenerate the charge/discharge plan and the power generation plan for each unit time while the created charge/discharge plan and power generation plan are being executed by the power generation system control unit 15B.
すなわち、計画作成部15Aは、30分などの単位時間ごとに、蓄電池25の充電残量に基づいて充放電計画および発電計画を再作成してもよい。例えば、計画作成部15Aは、蓄電池25の充電率である蓄電池SoCが運用下限SoCmin以下、または、運用上限SoCmax以上となった場合、上記目的関数Fまたは目的関数F’を最大化する充放電計画および発電計画を再作成することが好ましい。
That is, the plan creation unit 15A may recreate the charge/discharge plan and the power generation plan based on the remaining charge of the
この場合、発電システム制御部15Bは、再作成された充放電計画および発電計画に基づいて発電システム20の蓄電池25を制御すればよい。
In this case, the power generation system control unit 15B may control the
次に、管理装置10が実行する情報処理の手順を説明する。
Next, the procedure of information processing executed by the
図11は、目的関数Fを最大化する充放電計画および発電計画作成処理の流れの一例を示すフローチャートである。 FIG. 11 is a flow chart showing an example of the flow of a charge/discharge plan and a power generation plan creation process for maximizing the objective function F. FIG.
計画作成部15Aは、PV発電予測値を取得する(ステップS100)。また、計画作成部15Aは、電力売電単価を取得する(ステップS102)。 The plan creation unit 15A acquires a PV power generation prediction value (step S100). In addition, the plan creation unit 15A acquires the electricity sales unit price (step S102).
計画作成部15Aは、ステップS100で取得したPV発電予測値およびステップS102で取得した電力売電単価に基づいて、発電システム20の売電収益の予測値を最大化する充放電計画および発電計画を作成する(ステップS104)。計画作成部15Aは、式(2)~式(6)に示される制約条件下で、式(1)の目的関数Fを最大化する最適化問題の最適解を算出する。目的関数Fを最大化する最適解を算出することで、計画作成部15Aは、単位時間ごとの充放電計画および発電計画を発電システム20ごとに算出する。
The plan creation unit 15A creates a charge/discharge plan and a power generation plan that maximize the predicted value of the power sales revenue of the
表示制御部15Eは、ステップS104で作成された充放電計画および発電計画を表示部13へ表示する(ステップS106)。
The
発電システム制御部15Bは、ステップS104で作成された充放電計画および発電計画を実行する(ステップS108)。例えば、発電システム制御部15Bは、ステップS104で作成された充放電計画および発電計画に基づいて、発電システム20の蓄電池25を制御する。そして、本ルーチンを終了する。
The power generation system control unit 15B executes the charge/discharge plan and the power generation plan created in step S104 (step S108). For example, the power generation system control unit 15B controls the
計画作成部15Aは、ステップS100~ステップS108の処理を実行することで、売電収益の予測値を最大化する充放電計画および発電計画を作成することができる。 By executing the processes of steps S100 to S108, the plan creating unit 15A can create a charging/discharging plan and a power generation plan that maximize the predicted value of profit from selling electricity.
図12は、目的関数F’を最大化する充放電計画および発電計画作成処理の流れの一例を示すフローチャートである。すなわち、図12は、売電収益からインバランス損失を減算した減算値を最大化する充放電計画および発電計画作成処理の流れの一例を示すフローチャートである。 FIG. 12 is a flow chart showing an example of the flow of a charging/discharging plan and a power generation plan creation process for maximizing the objective function F'. That is, FIG. 12 is a flowchart showing an example of the flow of the charging/discharging plan and power generation plan creation process for maximizing the subtracted value obtained by subtracting the imbalance loss from the electricity sales profit.
発電パタン作成部15Cは、PV26の発電予測値の発電パタン40を作成する(ステップS200)。ステップS200の処理によって、例えば、図5に示す複数の発電パタン40が作成される。
The power generation
計画作成部15Aは、インバランス単価を取得する(ステップS202)。計画作成部15Aは、蓄電池充放電計画および発電計画の初期値を計算する(ステップS204)。蓄電池充放電計画および発電計画の初期値は、例えば、目的関数Fを最大化する充放電計画及び発電計画とすることができる。 15 A of plan preparation parts acquire an imbalance unit price (step S202). 15 A of plan preparation parts calculate the initial value of a storage battery charging/discharging plan and a power generation plan (step S204). The initial values of the storage battery charge/discharge plan and power generation plan can be, for example, the charge/discharge plan and power generation plan that maximize the objective function F.
インバランス算出部15Dは、発電計画と、ステップS200で作成された発電パタン40に応じた発電システム20の出力と、の差であるインバランスの予測値を算出する(ステップS206)。
The
計画作成部15Aは、ステップS206で算出されたインバランスの予測値およびステップS202で取得したインバランス単価に基づいてインバランス損失を算出する(ステップS208)。 The plan creation unit 15A calculates the imbalance loss based on the imbalance predicted value calculated in step S206 and the imbalance unit price obtained in step S202 (step S208).
計画作成部15Aは、目的関数F’を計算する(ステップS210)。計画作成部15Aは、売電収益からステップS208で算出したインバランス損失を減算した減算値を算出することで、目的関数F’を計算する。なお、目的関数F’の算出に用いる売電収益には、上記図11に示すステップS100~ステップS104の処理を行うことで計算した目的関数Fの値を用いればよい。また、この目的関数Fの計算時に用いるPV発電予測値PVtには、ステップS200で期待値として作成した発電パタン40Aの、時刻tのPV発電予測値PVtを用いればよい。 The planning unit 15A calculates the objective function F' (step S210). The plan creation unit 15A calculates the objective function F' by calculating a subtraction value obtained by subtracting the imbalance loss calculated in step S208 from the electricity sales profit. Note that the value of the objective function F calculated by performing the processing of steps S100 to S104 shown in FIG. 11 may be used as the profit from selling electricity used to calculate the objective function F'. As the PV power generation prediction value PV t used when calculating the objective function F, the PV power generation prediction value PV t at time t of the power generation pattern 40A created as the expected value in step S200 may be used.
次に、計画作成部15Aは、目的関数F’が収束したか否かを判断する(ステップS212)。ステップS212で肯定判断すると(ステップS212:Yes)、本ルーチンを終了する。 Next, the plan creating unit 15A determines whether or not the objective function F' has converged (step S212). If an affirmative determination is made in step S212 (step S212: Yes), this routine ends.
ステップS212で否定判断すると(ステップS212:No)ステップS214へ進む。ステップS214では、計画作成部15Aは、充放電計画および発電計画を修正する(ステップS214)。計画作成部15Aは、遺伝的アルゴリズム等を用いて、ステップS210の目的関数F’の計算によって導出されたDtおよびCtの値および{PVt-(Dt-Ct)}の値を修正する。そして、ステップS206戻る。 If a negative determination is made in step S212 (step S212: No), the process proceeds to step S214. In step S214, the plan creation unit 15A corrects the charge/discharge plan and the power generation plan (step S214). The planning unit 15A uses a genetic algorithm or the like to calculate the values of D t and C t and the value of {PV t −(D t −C t )} derived by the calculation of the objective function F′ in step S210. fix it. Then, the process returns to step S206.
計画作成部15Aは、ステップS200~ステップS214の処理を実行することで、目的関数F’を最大化する最適解を求める。すなわち、計画作成部15Aは、この最適解を求める処理により、売電収益からインバランス損失を減算した減算値が最大化する充放電計画および発電計画を作成することができる。 The plan creation unit 15A obtains the optimum solution that maximizes the objective function F' by executing the processes of steps S200 to S214. That is, the plan creating unit 15A can create a charging/discharging plan and a power generation plan that maximize the subtraction value obtained by subtracting the imbalance loss from the power sales revenue by the process of obtaining the optimum solution.
図13は、目的関数F’を最大化する運用マージンの充放電計画および発電計画作成処理の流れの一例を示すフローチャートである。すなわち、図13は、売電収益からインバランス損失を減算した減算値を最大化する、蓄電池25の運用充電率の上限および下限の充放電計画および発電計画作成処理の流れの一例を示すフローチャートである。 FIG. 13 is a flow chart showing an example of the flow of a charge/discharge plan and a power generation plan creation process for an operation margin that maximizes the objective function F'. That is, FIG. 13 is a flowchart showing an example of the flow of a charge/discharge plan and a power generation plan creation process for maximizing the subtracted value obtained by subtracting the imbalance loss from the electricity sales profit. be.
発電パタン作成部15Cは、PV26の発電予測値の発電パタン40を作成する(ステップS300)。ステップS300の処理によって、例えば、図5に示す複数の発電パタン40が作成される。
The power generation
計画作成部15Aは、互いにマージンの異なる複数の蓄電池SoCの運用マージンのパタンを複数作成する(ステップS302)。計画作成部15Aは、蓄電池SoCの運用上限SoCmaxおよび蓄電池SoCの運用下限SoCminの少なくとも一方の異なる複数の組合せを、複数の蓄電池SoC運用マージンのパタンとして作成する。ステップS302の処理によって、例えば、図8に示す35パタンの運用マージンのパタンが作成される。 The plan creation unit 15A creates a plurality of operation margin patterns for a plurality of storage battery SoCs with mutually different margins (step S302). The plan creation unit 15A creates a plurality of different combinations of at least one of the operation upper limit SoC max of the storage battery SoC and the operation lower limit SoC min of the storage battery SoC as a plurality of storage battery SoC operation margin patterns. By the process of step S302, for example, 35 operating margin patterns shown in FIG. 8 are created.
そして、計画作成部15Aは、ステップS302で作成した複数の運用マージンのパタンの各々ごとに、目的関数Fを計算する(ステップS304)。すなわち、計画作成部15Aは、ステップS302で作成した複数の運用マージンのパタンの各々を上記式(4)のSoC上下限の制約条件として設定し、複数の運用マージンのパタンの各々ごとに、上記式(1)で表される目的関数Fを最大化する最適解を算出する。なお、式(1)中のPVtには、ステップS300で作成した発電パタン40の内、期待値として作成した発電パタン40Aの、時刻tのPV発電予測値PVtを用いればよい。
Then, the plan creating unit 15A calculates an objective function F for each of the plurality of operating margin patterns created in step S302 (step S304). That is, the plan creation unit 15A sets each of the plurality of operating margin patterns created in step S302 as a constraint on the SoC upper and lower limits in the above equation (4), and for each of the plurality of operating margin patterns, the above An optimum solution that maximizes the objective function F represented by Equation (1) is calculated. For PV t in equation (1), the PV power generation predicted value PV t at time t of the power generation pattern 40A created as the expected value among the
これら処理により、まず、計画作成部15Aは、複数の運用マージンのパタンの各々ごとに、目的関数Fによって表される売電収益の予測値を最大化する発電計画を作成する。 Through these processes, the plan creation unit 15A first creates a power generation plan that maximizes the predicted value of the profit from selling electricity represented by the objective function F for each of the plurality of operating margin patterns.
次に、計画作成部15Aは、ステップS302で作成した運用マージンのパタンごとに、最大となる目的関数F’を計算する(ステップS306)。 Next, the plan creation unit 15A calculates the maximum objective function F' for each operating margin pattern created in step S302 (step S306).
そして、計画作成部15Aは、複数の運用マージンのパタンごとに算出した最大となる目的関数F’の内、最も高い値を示す目的関数F’の計算時に用いた運用マージンのパタンと、該目的関数F’を最大化する充放電計画および発電計画を、採用する充放電計画および発電計画として選択する(ステップS308)。そして、本ルーチンを終了する。 Then, the plan creation unit 15A calculates the operating margin pattern used when calculating the objective function F' showing the highest value among the maximum objective functions F' calculated for each of the plurality of operating margin patterns, and the objective The charge/discharge plan and power generation plan that maximize the function F' are selected as the charge/discharge plan and power generation plan to be adopted (step S308). Then, the routine ends.
計画作成部15Aは、ステップS300~ステップS308の処理を実行することで、売電収益からインバランス損失を減算した減算値が最大化する運用マージンのパタンの充放電計画および発電計画を作成することができる。すなわち、計画作成部15Aは、売電収益からインバランス損失を減算した減算値を最大化する、蓄電池25の運用充電率の上限および下限の充放電計画および発電計画を作成することができる。
By executing the processes of steps S300 to S308, the plan creation unit 15A creates a charge/discharge plan and a power generation plan with an operation margin pattern that maximizes the subtraction value obtained by subtracting the imbalance loss from the power sales profit. can be done. That is, the plan creation unit 15A can create a charge/discharge plan and a power generation plan for the upper limit and lower limit of the operating charging rate of the
以上説明したように、本実施形態の管理装置10は、計画作成部15Aを備える。計画作成部15Aは、PV26(再生可能エネルギー電源)とPV26のみから充電される蓄電池25とを有する発電システム20ごとに、PV26の発電予測値および電力売電単価に基づいて、売電収益の予測値を最大化する蓄電池25の充放電計画および発電システム20の発電計画を作成する。
As described above, the
このように、本実施形態の管理装置10の計画作成部15Aは、PV26とPV26のみから充電される蓄電池25とを有する発電システム20ごとに、売電収益の予測値を最大化する充放電計画および発電計画を作成する。
In this way, the plan creation unit 15A of the
このため、本実施形態の管理装置10は、PV26などの再生可能エネルギーの売電収益を高める充放電計画および発電計画を作成することができ、電力が不足する電力売電単価の高い時間帯等の発電システム20の発電量を増やす充放電計画および発電計画を作成することができる。
For this reason, the
従って、本実施形態の管理装置10は、電力系統2全体の負荷平準化を図ることができる。
Therefore, the
また、本実施形態の管理装置10の計画作成部15Aは、インバランスの予測値およびインバランス単価に基づいてインバランス損失を算出し、売電収益からインバランス損失を減算した減算値を最大化する充放電計画および発電計画または蓄電池25の運用充電率の上限および下限の充放電計画および発電計画を作成することができる。
In addition, the plan creation unit 15A of the
このため、本実施形態の管理装置10は、上記効果に加えて、売電収益からインバランス損失を減算した減算値を最大化した充放電計画および発電計画を作成することができる。
Therefore, in addition to the above effects, the
なお、上述した実施形態における、上記情報処理を実行するためのプログラムは、上記複数の機能部の各々を含むモジュール構成となっており、実際のハードウェアとしては、例えば、CPUがROM(Read Only Memory)またはHDDから情報処理プログラムを読み出して実行することにより、上述した複数の機能部の各々がRAM(Random Access Memory)上にロードされ、上述した複数の機能部の各々がRAM(主記憶)上に生成されるようになっている。なお、上述した複数の機能部の各々の一部または全部を、ASIC(Application Specific Integrated Circuit)またはFPGA(Field Programmable Gate Array)などの専用のハードウェアを用いて実現することも可能である。 In the above-described embodiment, the program for executing the information processing has a module configuration including each of the plurality of functional units. By reading and executing an information processing program from a memory) or HDD, each of the plurality of functional units described above is loaded onto a RAM (random access memory), and each of the plurality of functional units described above is loaded into a RAM (main memory). generated above. Part or all of each of the plurality of functional units described above can also be realized using dedicated hardware such as ASIC (Application Specific Integrated Circuit) or FPGA (Field Programmable Gate Array).
なお、上記には、本開示の実施形態を説明したが、上記実施形態は、例として提示したものであり、本開示の範囲を限定することは意図していない。上記新規な実施形態は、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。上記実施形態は、本開示の範囲または要旨に含まれるとともに、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。 Although the embodiments of the present disclosure have been described above, the above embodiments are presented as examples and are not intended to limit the scope of the present disclosure. The novel embodiments described above can be embodied in various other forms, and various omissions, replacements, and modifications can be made without departing from the scope of the invention. The above-described embodiments are included in the scope or gist of the present disclosure, and are included in the invention described in the claims and their equivalents.
10…管理装置、15A…計画作成部、15B…発電システム制御部、15C…発電パタン作成部、15D…インバランス算出部、20…発電システム、25…蓄電池、26…PV
DESCRIPTION OF
実施形態の管理装置は、再生可能エネルギー電源と前記再生可能エネルギー電源のみから充電される蓄電池とを有し、前記蓄電池からの放電を電力系統へ逆潮流させて売電する発電システムごとに、前記再生可能エネルギー電源の発電予測値および電力売電単価に基づいて、売電収益の予測値を最大化する前記蓄電池の充放電計画および前記発電システムの発電計画を作成する計画作成部を備える。 A management device of an embodiment has a renewable energy power supply and a storage battery charged only from the renewable energy power supply, and for each power generation system that reversely flows discharge from the storage battery to an electric power system and sells the power, the above A plan creating unit that creates a charge/discharge plan for the storage battery and a power generation plan for the power generation system that maximizes a predicted value of profit from selling electricity, based on a predicted power generation value of the renewable energy source and a unit price of electric power sale.
Claims (9)
を備える管理装置。 For each power generation system having a renewable energy power source and a storage battery that is charged only from the renewable energy power source, the predicted power sales profit is maximized based on the predicted power generation value of the renewable energy power source and the unit price of power sales. a plan creation unit that creates a charge/discharge plan for the storage battery to be converted and a power generation plan for the power generation system;
A management device comprising
前記蓄電池の運用充電率の上限および下限の少なくとも一方に予備容量を設定した前記充放電計画および前記発電計画を作成する、
請求項1に記載の管理装置。 The planning unit
creating the charge/discharge plan and the power generation plan in which a reserve capacity is set to at least one of the upper limit and the lower limit of the operating charging rate of the storage battery;
The management device according to claim 1.
を備える請求項1または請求項2に記載の管理装置。 A power generation system control unit that controls the power generation system according to the charge/discharge plan and the power generation plan;
The management device according to claim 1 or 2, comprising:
前記発電パタンに基づいてインバランスの予測値を算出するインバランス算出部と、
を備え、
前記計画作成部は、
前記インバランスの予測値およびインバランス単価に基づいてインバランス損失を算出し、売電収益から前記インバランス損失を減算した減算値を最大化する前記充放電計画および前記発電計画を作成する、
請求項1~請求項3の何れか1項に記載の管理装置。 a power generation pattern creation unit that creates a power generation pattern of predicted power generation values of the renewable energy power source;
an imbalance calculation unit that calculates a predicted imbalance value based on the power generation pattern;
with
The planning unit
Calculate the imbalance loss based on the predicted imbalance value and the imbalance unit price, and create the charge/discharge plan and the power generation plan that maximize the subtraction value obtained by subtracting the imbalance loss from the electricity sales revenue.
The management device according to any one of claims 1 to 3.
前記発電パタンに基づいてインバランスの予測値を算出するインバランス算出部と、
を備え、
前記計画作成部は、
前記インバランスの予測値およびインバランス単価に基づいてインバランス損失を算出し、売電収益から前記インバランス損失を減算した減算値を最大化する、前記蓄電池の運用充電率の上限および下限の前記充放電計画および前記発電計画を作成する、
請求項1~請求項3の何れか1項に記載の管理装置。 a power generation pattern creation unit that creates a power generation pattern of predicted power generation values of the renewable energy power source;
an imbalance calculation unit that calculates a predicted imbalance value based on the power generation pattern;
with
The planning unit
calculating the imbalance loss based on the predicted imbalance value and the imbalance unit price, and maximizing the subtraction value obtained by subtracting the imbalance loss from the electricity sales revenue, and creating a charge/discharge plan and the power generation plan;
The management device according to any one of claims 1 to 3.
単位時間ごとに、前記蓄電池の充電残量に基づいて前記充放電計画および前記発電計画を再作成する、
請求項1~請求項5の何れか1項に記載の管理装置。 The planning unit
recreating the charge/discharge plan and the power generation plan based on the remaining charge of the storage battery for each unit time;
The management device according to any one of claims 1 to 5.
請求項1~請求項6の何れか1項に記載の管理装置。 The electricity sales unit price is a transaction price prediction value,
The management device according to any one of claims 1 to 6.
再生可能エネルギー電源と前記再生可能エネルギー電源のみから充電される蓄電池とを有する発電システムごとに、前記再生可能エネルギー電源の発電予測値および電力売電単価に基づいて、売電収益の予測値を最大化する前記蓄電池の充放電計画および前記発電システムの発電計画を作成するステップ、
を含む管理方法。 A management method executed by a management device,
For each power generation system having a renewable energy power source and a storage battery that is charged only from the renewable energy power source, the predicted power sales profit is maximized based on the predicted power generation value of the renewable energy power source and the unit price of power sales. creating a charge/discharge plan for the storage battery and a power generation plan for the power generation system;
management methods, including;
再生可能エネルギー電源と前記再生可能エネルギー電源のみから充電される蓄電池とを有する発電システムごとに、前記再生可能エネルギー電源の発電予測値および電力売電単価に基づいて、売電収益の予測値を最大化する前記蓄電池の充放電計画および前記発電システムの発電計画を作成するステップを実行させるための、管理プログラム。 to the computer,
For each power generation system having a renewable energy power source and a storage battery that is charged only from the renewable energy power source, the predicted power sales profit is maximized based on the predicted power generation value of the renewable energy power source and the unit price of power sales. a management program for executing a step of creating a charge/discharge plan for the storage battery to be converted and a power generation plan for the power generation system.
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