JP3793921B2

JP3793921B2 - 電力供給サービス事業方法

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Publication number: JP3793921B2
Application number: JP2002223071A
Authority: JP
Inventors: 康則大野; 真一近藤; 倫行内山; 明夫飯塚; 康信藤田; 直輝川村
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2002-07-31
Filing date: 2002-07-31
Publication date: 2006-07-05
Anticipated expiration: 2022-07-31
Also published as: JP2004064960A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力供給サービス事業方法に係り、特に、需要家内の発電設備及び一般電力事業者からの受電設備を運用管理して需要家内の負荷設備に電力を供給して、電力供給及び運用管理にかかる費用を請求する電力供給サービス事業方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
需要家で消費する電力の大部分は、一般電気事業者（電力会社）により供給され、料金については、電気供給約款に基づいて、契約種別により基本料金と電力量料金（使用電力量による）の合計により算出される。
【０００３】
昼夜を通じて、ほぼ一定の電力を消費する負荷を有する需要家においては、自家発電設備を備え、一般電気事業者から電力を購入するよりも安いコストで電力を得ている例もある。また、蒸気や温水などの熱利用の割合が大きい需要家においては、熱電併給（コージェネレ−ション）が行われる場合もある。
【０００４】
一方、停電や瞬時電圧低下のない、所謂高品質の電力が必要な需要家では、無停電電源や自家発電設備を設置している例も多い。すなわち、情報通信機器を多数設置したビルなどにおいては、停電や瞬時電圧低下が生じると情報通信機器に蓄積されたデータが喪失されることがあるため、無停電電源を設置している。特に、保護しなければならない機器による消費電力が大きい場合には、無停電電源設備が膨大となるため、無停電電源設備と自家発電設備を併用することがある。
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】
自家発電設備を有する需要家においても、多くの場合、一般電気事業者からの電力の購入（買電）と自家発電を併用している。
【０００６】
買電の場合、電力会社に支払われる一か月分の電気料金は、以下の計算式による。
【０００７】
料金＝基本料金×力率補正＋電力量料金−選択契約料金±燃料費調整額
ここで、基本料金は受電する最大契約電力で決まる。電力量料金は受電した電力量で決まる従量料金である。したがって、電力量が少なくても、最大電力が大きいと基本料金が高く、電気料金も高くなる。このため、電力会社からの受電は、最大電力をやや下回るほぼ一定の電力を受電することが望ましい。
【０００８】
一般に、自家発電設備による電力供給のコストは、一般電気事業者から電力を購入する場合に比べて低いが、一般の需要家における消費電力は昼夜、季節により大きく変化する。このため、需要家はピーク負荷対応で発電設備を多く持つか、一般電気事業者との契約最大電力を大きく設定する必要がある。しかし、単に自家発電設備を備えても、消費電力の変化に合わせて自家発電設備を運用しなければ電力供給コストを低減することができない。
【０００９】
消費電力の変化に対処する方法としては、予め設定した時刻に発電装置の起動停止を行う方法が提案されている（例えば、非特許文献１参照）。
【００１０】
【非特許文献１】
「ＯＨＭ」２０００年７月、ｐ．４４〜４８しかし、上記文献における時刻の設定は、季節、曜日などを考慮して設定されているが、日によって、負荷のパターンが異なることには配慮されていないので、必ずしも最低のコストで負荷に電力を供給するようにはなっていない。一方、需要家にとっては、自家発電設備を導入すると、運用管理のために専門の運転要員及びメンテナンス要員を確保する必要があるだけでなく、自家発電設備の初期投資が必要となる。特に、運用管理の習熟度合いによっては電力コストを最小化することが難しく、投資効果が得られない場合があるという問題がある。
【００１１】
本発明は、需要家が自家発電設備の運用管理のために専門の運転要員及びメンテナンス要員を確保する負担を軽減でき、かつ需要家が低い料金で電力を購入することができるようにすることを課題とする。
【００１２】
【課題を解決するための手段】
前記課題を解決するために、本発明の電力供給サービス事業方法は、需要家内に設置された発電設備及び一般電気事業者の送配電系統からの受電設備の運用管理をする監視制御装置を前記需要家内に設置し、前記監視制御装置との間で前記運用管理に関する情報を授受する集中監視センタを設け、前記監視制御装置により、前記需要家の負荷設備の消費電力を所定時間間隔で収集して前記負荷設備の所定時間後の電力需要を予測し、電力需要予測に従って電力供給コストを最適化する前記発電設備の運転期間及び発電量を含む制御パラメータを求めて前記発電設備を制御し、前記集中監視センタにより、前記監視制御装置から送信される前記受電設備の受電量と前記発電設備の発電量と前記負荷設備の消費電力を収集し、予め契約で定めた電力供給及び運用管理にかかる請求料金を算出して前記需要家に課金する処理を行うことを特徴とする。
【００１３】
この場合において、前記集中監視センタにより、前記監視制御装置から送信される前記発電設備と前記負荷設備に関連する機器の動作状態情報を収集し、該収集された機器の動作状態情報に基づいて機器の保守作業を行い、該保守作業にかかる料金を前記請求料金に付加して前記需要家に課金する処理を含ませることができる。
【００１４】
また、前記監視制御装置は、前記負荷設備の所定時間後の電力需要を予測するのに必要な前記負荷設備の消費電力の情報が得られないとき、あるいは前記負荷設備及び前記負荷設備の使用方法が変更されたときには、予め定めた運転パターンで前記発電設備の運転を制御しながら前記負荷設備の消費電力を収集して蓄積して、前記所定時間後の電力需要を予測することができる。あるいは、これに代えて、前記負荷設備の消費電力を監視し、該消費電力に合わせて前記発電設備の運転を制御しながら前記負荷設備の消費電力を収集して蓄積して、前記所定時間後の電力需要を予測することができる。
【００１５】
本発明によれば、電力供給サービス事業を行う者が、自家発電設備及び受電設備の運用管理を行うとともに、電力供給及び運用管理にかかる費用を需要家に請求する構成としたことから、需要家は、専門の運転要員及びメンテナンス要員を確保する必要がない。また、電力コストを最小化する運用管理の習熟にかかわらず、買電コストと発電コストを含めて最適化された電力供給コストによる低い料金で電力の供給を受けることができる。また、電力供給サービス事業を行う者が自家発電設備を設置する契約にすれば、需要家は初期投資が不要となるから、自家発電設備の導入を容易に行うことができる。
【００２５】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の一実施形態を説明するに先立って、本発明に係る電力供給システムに適用される電力供給サービスの基本概念について説明する。
【００２６】
電力供給サービスは、サービス提供者が顧客（需要家）と締結した電力供給サービス契約に基づいて、サービス提供者が顧客に電力を供給するためのサービスを実行するものである。この電力供給サービスを実行するに際しては、自家発電装置（自家発電設備）、系統連系装置、監視制御装置、受配電設備を用いて、発電装置で発電した電力および一般電力事業者から受電（買電）した電力を負荷装置に提供する。この際、発電装置の監視・運用技術、系統連系技術、各装置の状態データの収集技術、通信技術などを利用して、当該需要家での電力需給状態を把握するとともに、電力需給状態を目的の状態とするような制御を行う。
【００２７】
具体的には、契約業者の一方である契約者Ｂ（サービス提供業者）は、自家発電装置、系統連系装置、監視制御装置を、契約者Ａ（顧客）が所有する需要家構内に導入する。契約者Ｂは、予め定められた品質の電力を、契約最大電力を限度として、契約者Ａに提供する。この場合、監視制御装置を用いて、供給電力量を記録し、この記録結果に基づいて、契約で定められた単価を用いて算出された使用料金が決定される。使用料金が決定されたときには、契約者Ａは、決定された使用料金を契約者Ｂに支払う。この場合、万が一、契約で定められた品質の電力が供給できないときには、予め定められた額により、補償金を確定し、契約者Ｂは補償金を契約者Ａに支払うようにする。
【００２８】
具体的には、次のようにして行う。まず、契約者Ａ（通常は複数）の所有する構内に、自家発電装置、系統連系装置、監視制御装置を導入する。そして、導入された監視制御装置を通じて収集された発電装置の発電量、一般電気事業者からの受電量、電力品質に関わるデータ（電圧、周波数など）、各機器の状態データは、通信手段を介して、契約者Ｂが所有する集中監視センタ（集中監視手段）に送られ、集中監視センタのデータベースに記録される。
【００２９】
機器の異常監視を希望する需要家については、故障などの情報は、集中監視センタに集められ、故障が発生した場合は速やかに復旧作業に向かうための指示情報が伝送されるようになっている。
【００３０】
一方、課金処理は、集中監視センタに配置された電力情報データベース、コスト情報データベースに記録された情報に基づいて、料金算出期間における使用電力量から請求料金を算出し、この算出結果を表示装置に表示するとともに、通信手段を介して各需要家に伝送し、料金の徴収を行うための課金処理を行なう。
【００３１】
以上により、契約者Ａ（顧客）は、初期投資およびオペレータ監視下での運転を行うことなく、低い料金で所定の品質の電力供給が受けられる。
【００３２】
なお、この電力供給サービスを実施する際に、サービス事業者は、自家発電装置、系統連系装置、監視制御装置などをサービス事業者自身の資産を用いるか、または第三者の資産をリースなどすることにより運用するかを選択するできることは言うまでもない。また、自家発電装置、系統連系装置、監視制御装置などの一部が、契約者Ａの資産である場合であってもよく、それをリースして運用することも可能である。
【００３３】
次に、本発明の一実施形態を図面に基づいて説明する。図１は本発明の第１実施形態を示す電力供給システムの全体構成図である。図１において、需要家１ａ、１ｂ、１ｃは、発電設備の一要素として発電装置３０を複数台備えているとともに、送配電系統１０からの受電電力を送配電系統１０に連系して負荷（負荷装置）４０に供給するための連系保護装置、変圧器、遮断器（いずれも図示省略）を備えている。さらに各装置の状態を監視および制御するための監視制御装置２２を備えており、各監視制御装置２２はデータベース２８に接続されているとともに、通信線（通信手段）２０を介して、集中監視センタ３００に接続されている。
【００３４】
監視制御装置２２は、各需要家内の負荷４０での消費電力に関する情報を所定時間間隔、例えば、５分以上３０分以下の間隔で収集する情報収集手段として構成されており、監視制御装置２２は、収集した消費電力に関する情報を基に負荷４０の特性に対応した需要データ（日負荷特性）を生成し、生成した需要データを基に、所定時間後、例えば、１０分後の電力の需要を予測し、この予測結果にしたがって発電装置３０の稼動あるいは停止を決定し、発電装置３０を稼動するときには、発電装置３０の出力を制御するための制御パラメータを需要データに合わせて変更するように構成されている。監視制御装置２２で収集されたデータはデータベース２８に蓄積され、その一部のデータは通信線２０を介して、集中監視センタ３０に送られ、集中監視センタ３００内のデータベース３８０に蓄えられる。
【００３５】
需要家１ａ〜１ｃは、設備異常監視、運用状態監視をサービス提供業者に依頼する常時監視需要家１ａ、１ｂと、設備異常監視、運用状態監視を需要家が行う定期監視需要家１ｃとに分けられている。各需要家１ａ〜１ｃに対しては、サービス提供業者（集中監視センタ３００）との間の契約に基づいて各種のサービスが行われるようになっている。
【００３６】
具体的には、図２に示すように、常時監視需要家１ａ、１ｂとサービス提供業者との間では常時監視契約が締結され（ステップ１０１０）、定期監視需要家１ｃとサービス提供業者との間では定期監視契約が締結されている（ステップ１０２０）。集中監視センタ３００は、常時監視契約に基づいて、需要家１ａ、１ｂ内の設備異常と運用状態監視を行い（ステップ１０３０）、異常が起こったときには、必要に応じ復旧作業の手配を行うようになっている。運用状態監視については、運用コストが上昇する場合は、随時、原因の究明と対策を行う。
【００３７】
一方、集中監視センタ３００は、需要家１ｃに対しては運用実績監視を行い（ステップ１０４０）、需要家１ｃ内の設備異常、定期的な制御パラメータの見直し時期の間における運用コストの上昇に対する対応は、需要家１ｃの責任で行うようになっている。
【００３８】
また、需要家１ａ、１ｂは、運用状態監視データに基づいた電量供給料金を通信線２０を介して集中監視センタ３００に支払い（ステップ１０５０）、需要家１ｃは、運用実績監視データに基づいた電力供給料金を通信線２０を介して集中監視センター３００（サービス提供業者）に支払うようになっている（ステップ１０５０）。
【００３９】
また、定期的に蓄積された需要データ（日負荷曲線）に基づいて、発電装置３０の出力を制御するための制御パラメータを需要データに合わせて変更するときには、集中監視センタ３００からの指令を基に実行する（ステップ１０６０）。
【００４０】
制御パラメータを変更するに際しては、予めプログラミングされた時間や出力で発電装置３０を運用するパターン制御運転を行っているときには、発電装置３０の起動・停止時間の設定変更と発電出力の設定変更で行うことができる。この場合制御パラメータを需要データに合わせて変更することで、各需要家の負荷装置４０の特性に合わせて発電装置３０を稼動・停止させることができ、送配電系統１０からの受電電力を、昼夜、季節を通じて低く抑えることができ、各需要家の負荷装置４０に対して経済的な電力供給が可能になる。
【００４１】
また、制御パラメータの変更は、各需要家の監視制御装置２２で個々に行うことも可能である。さらに、発電装置３０を最適制御運転で運用しているときには、最適制御運転における制御パラメータを需要データに合わせて変更することもできる。
【００４２】
次に、本発明に係る電力供給システムの第２実施形態を図３にしたがって説明する。図３において、需要家１内に設置された発電装置３０の発電電力および送電系統１０からの受電電力を需要家１内の負荷（負荷装置）４０に供給するに際して、需要家１内には、負荷４０での消費電力に関する情報を所定時間間隔で収集する情報収集手段としての監視制御装置２２が設けられており、監視制御装置２２は、通信線２０を介して集中監視センタ３００に接続されている。そして需要家１は、顧客である契約者Ａ（１、２、……、ｎ）として、サービス業者である契約者Ｂとの間のサービス提供契約に基づいて、電力供給サービスが受けられるようになっている。
【００４３】
なお、図３では、簡単なために、需要家１のみを示しているが、実際には、多数の需要家が存在し、各需要家が送配電系統１０に接続されているとともに通信線２０を介して集中監視センタ３００に接続されている。
【００４４】
需要家１は、送配電系統１０に接続された送配電線から受電しており、送配電線には電力計測装置１０４、連系保護装置２、変圧器３、遮断器４が設置されている。送配電系統１０における６６ｋＶの電圧は電力計測装置１０４、連系保護装置２を経て、変圧器３で３．３ｋＶに降圧され、降圧された電圧は変圧器３の二次側から遮断器４を経て母線１１に供給される。母線１１には発電装置連絡用遮断器８、発電装置出力端遮断器９を介して発電装置３０が接続されている。さらに母線１１には、遮断器５を介して、構内の二次変電所に向かって配電線が配線されており、この配電線の電圧は変圧器６でさらに降圧されたあと、配線用遮断器７を介して負荷４０に供給されるようになっている。また母線１１には、遮断器５を介して無効電力調整装置５０が接続されている。連系保護装置２は、保護リレー（電流リレー、電圧リレー、周波数リレー、地絡リレー）、単独運転検出装置、遮断器を備えて構成されている。
【００４５】
発電装置３０は、発電設備の一要素として４台設けられており、各発電装置３０は、発電監視制御装置３１からの制御信号にしたがって監視制御されており、原動機（ディーゼルエンジン）の制御、同期発電機の起動・停止、並列運転、無効電力制御などを行っている。そして発電監視制御装置３１の他、変圧器３、６、遮断器４、５の状態信号は構内通信線２１を介して、監視制御装置２２に収集されるようになっている。また、必要に応じ、監視制御装置２２から各機器に対して制御信号が伝送されるようになっている。さらに監視制御装置２２は、通信線２０を介して、構外の監視センタ３００や他の需要家と通信が可能に構成されている。
【００４６】
監視制御装置２２は、負荷４０での消費電力に関する情報を所定時間間隔で収集し、収集した消費電力に関する情報を基に負荷４０の特性に対応した需要データ（日負荷特性）を生成し、生成した需要データを基に所定時間後の電力の需要を予測し、予測結果にしたがって、発電装置３０の稼動あるいは停止を決定し、発電装置３０を稼動するときには、発電装置３０の出力を需要データにしたがって制御するように構成されている。そして監視制御装置２２で集められた受電量、発電装置発電量、負荷装置消費電力、電力品質データ（電圧、周波数など）、機器状態データは通信線２０を介して、集中監視センタ３００に送られるようになっている。
【００４７】
監視制御装置２２は、具体的には、図４に示すように、通信線２０に接続された通信装置２３１と、電力の需要予測を行ったり発電装置３０の出力の最適化などを行うための演算処理装置２３２と、入力装置２３３および表示装置２３４を備えて構成されている。演算処理装置２３２には、受電／負荷状態情報データベース２７６、発電機稼動状態情報データベース２７７、メンテナンス情報データベース２７８が接続されているとともに、構内通信ネットワークを介してリモート入出力装置２７５が接続されている。リモート入出力装置２７５は、構内の各種機器の状態信号を取り込むとともに、各機器に対して制御信号を出力する。表示装置２３４の画面上には、演算処理装置２３２の演算処理結果として、受電状態、発電装置稼動状態、電圧・力率・電力フロー、開閉器状態、需要予測、発電装置指令値、機器異常、メンテナンス指示などに関する情報が表示されるようになっている。
【００４８】
演算処理装置２３２は、図５に示すように、状態信号受信部２５１と、制御信号発生部２５２と、演算処理部２５３と、メモリ部２５４および構外との通信を行うための通信機能部２５５を備えて構成されている。
【００４９】
状態信号受信部２５１には、受電状態信号、電力品質状態信号（電圧・力率に関する状態信号）、＃１〜＃ｍの発電装置状態信号、負荷状態信号、開閉器状態信号、機器異常信号が入力されている。負荷状態信号の中には、負荷４０での消費電力が含まれており、負荷４０での消費電力は、受電電力および発電装置３０の発電量から得られ、電力需要を予測するためのデータベースとなる。機器異常信号には、原動機（ディーゼルエンジン）の燃料異常や温度異常、発電機の異常振動や絶縁異常、受変電設備・連系装置の絶縁物異常などが含まれている。
【００５０】
演算処理部２５３においては、状態信号受信部２５１で得られた情報に基づいて、所定時間後の電力の需要予測を行うとともに、発電装置３０の出力の最適化を行い、その結果に基づく制御信号を発生するようになっている。
【００５１】
具体的には、原動機の燃料を調整して発電機の有効電力を制御するための調速器と、発電機の界磁電流を制御して発電機の出力電圧を調整するための電圧調整器に対する指令値からなる発電装置制御信号（＃１〜＃ｍ）、無効電力調整器制御信号、開閉器制御信号（負荷制御信号を含む）を出力し、各装置に対する制御を行う。この制御の結果は監視制御装置２２で監視されるようになっている。
【００５２】
監視制御装置２２による処理は、図６に示すように、１０分間隔で各種の処理を行っている。まず、天気、気温、電気料金や燃料費を最新の時間ステップの値に更新する（ステップ１２０１）。次に、発電機での発電量および受電電力量のモニタリングを行い（ステップ１２０２）、各モニタリングに基づいて、モニタリング時の負荷４０での消費電力を求める（ステップ１２０５）、モニタリング結果として、発電機稼動状態に関する情報を発電器稼動状態情報データベース２７７に蓄積する（ステップ１２０３）とともに、モニタリング結果として、受電／負荷状態に関する情報を受電／負荷状態情報データベース２７６に蓄積する（ステップ１２０４）。
【００５３】
次に、負荷４０の時間変化、天候、気温を計測し、各計測値に基づいて、ニューラル・ネットワーク法を用いて、１０分後の電力の需要を予測する（ステップ１２０６）。この場合、実際に計測（測定）された負荷の時間変化（負荷曲線）に関して、計測された負荷曲線を学習データとするニューラル・ネットワーク法を適用した電力需要予測を行ったところ、５％以下の誤差で電力の需要予測をできることが確認できた。
【００５４】
制御値更新の時間間隔は、必要とされる予測の精度と発電装置３０を起動、停止するのに必要な時間により、決定する。送配電系統１０への逆潮流を防止するため、時間間隔は３０分以下で、典型的には１０分あるいは５分に設定する。
【００５５】
上記需要を満たすため、構内の発電装置３０による発電と送受配電系統１０からの受電（買電）でまかなうが、電力供給コストがほぼ最小となるように発電量と買電の割合を決定する。
【００５６】
具体的には、電力供給コストを目的関数として線形計画法を適用し、最適化を行う（ステップ１２０７）。ただし、本実施形態では、逆潮流なし、すなはち、構内で発電した電力は構内の負荷４０で消費し、送配電系統１０には流さないものとして扱った。
【００５７】
上記最適化の結果に基づき、発電装置３０の稼動／停止の設定を行なうとともに、稼動の場合は、発電装置３０の出力の設定を行う（ステップ１２０８）。次に、電圧・力率のモニタリング結果を処理し（ステップ１２０９）、モニタリング結果を基に電圧調整装置の設定を行う（ステップ１２１０）。
【００５８】
次に、機器、特に発電装置３０の異常が検出されか否かの判定を行い（ステップ１２１１）、異常が検出されたときには、異常の内容をメンテナンス情報ＤＢ２７８に記録する（ステップ１２１２）とともに、発電装置３０の切換えができるかどうかを調べ（ステップ１２１３）、可能であれば、再度最適化計算を行い、出力の設定を再度行う（ステップ１２１５）。切換えができない場合は、予め定めた優先順位により、負荷選択遮断を行う（ステップ１２１４）。負荷選択遮断を行う前に、警報を出し、負荷を軽減することで、負荷選択遮断を回避できる場合もある。
【００５９】
なお、モニタリング結果から、所定時間後のニューラルネットワーク法による需要予測（ステップ１２０６）を行うためには、需要データとして、複数日の負荷電力の時間変化データ（日負荷曲線）が必要となる。
【００６０】
従って、新設で全く使用実績がない場合、あるいは、従来とは負荷や使用方法が大きく変わった場合は、上述した需要予測の精度が低下する場合がある。この場合でも、次のような運用方法を採用することで、需要予測が可能である。
【００６１】
具体的には、図７に示すように、ある期間の日負荷曲線など、需要データがあるかどうかを判定し（ステップ２００１）、ある場合には、需要予測のための学習プロセスを実行する（ステップ２００２）。例えば、ニューラルネットワーク法における重み付け係数を設定する。ただし、この処理は、ある期間における需要データを適用する最初の１回だけで良い。
【００６２】
このあと、消費電力のモニタリングに基づき、需要予測を行い、発電機の最適制御運転を行う（ステップ２００８）。
【００６３】
一方、需要データが無い場合（ステップ２００１）は、一定期間、予測に基づく制御を停止し、代用の運転方式を選択する（ステップ２００３）。主な方法としては、予め定めた運転パターン、例えば、予め定めた時間毎に、発電機の起動・停止を行なう「パターン制御運転」（ステップ２００４）と、消費電力をモニタリングしながら、発電機の台数および出力を制御する、「モニタ＋台数制御運転」（ステップ２００５）がある。いずれの運転においても、消費電力は記録される。
【００６４】
「パターン制御運転」または「モニタ＋台数制御運転」のいずれかを選択して発電機の運転が実行されたあとは、電力の需要予測に必要な負荷データ（需要データ）の蓄積ができたかどうかを判断し（ステップ２００６）、蓄積が十分で無いうちは、ステップ２００３に戻って代用運転を継続する。一方、負荷データ（需要データ）の蓄積ができた場合は、学習プロセスを実行し（ステップ２００７）、消費電力のモニタリングに基づき需要予測を行い、発電機の最適制御運転を行う（ステップ２００８）。
【００６５】
最適制御運転を行っている時、予測値と実測値の偏差は常にモニタリングされている（ステップ２００９）。負荷のパターンが急変するなどで、偏差が大きくなり、予め設定した値を越えた場合は、代用運転方式を再度選択する（ステップ２０１１）。「パターン制御運転」（ステップ２０１２）、あるいは、「モニタ＋台数制御運転」（ステップ２０１３）を行い、予測値と実測値の偏差が、所定の値以下になれば（ステップ２０１４）、「モニタ＋最適制御運転」に戻り（ステップ２００８）、これらの処理を、運転終了（ステップ２０１０，２０１５）まで続ける。
【００６６】
次に、「モニタ＋台数制御運転」について説明する。図８に、発電機４台の例を示す。Ｐｍｉｎは最低買電電力で、発電機の定格出力は４台ともＰｕｎｉｔとする。＃１〜＃４は各発電機の稼働状態を示している。図９に示すように、需要電力が増加するに従い、稼働する発電機が順次増えている。
【００６７】
試算によれば、「モニタ＋台数制御運転」での電力供給コストは、「モニタ＋最適制御運転」の１０３％程度であるが、予測のため需要データを蓄積できれば、「モニタ＋最適制御運転」に切換えられるため、需要データが無い場合でも、電力供給コスト上昇の影響を低く抑えることができる。
【００６８】
図１０は、本発明の第２実施形態における一需要家での運用例を示すグラフである。なお、本例は、負荷電力の時間変化データ（日負荷曲線）が一年を通して得られている場合である。同図（ａ）は、パターン制御運転を、同図（ｂ）は、図７で示した最適制御運転を適用した場合である。夏季のある一日での、需要、発電機出力、受電（買電）の時間変化を示している。通年での評価を行ったところ、最適制御運転の電力供給費用の方が、パターン制御運転よりも、３〜４％ほど、低減できた。すなわち、最適制御運転では、１０分毎に電力の需要予測を行なって、コストが最小となるように、発電機の運転を制御しているので、特に、８時から１０時における時間帯において、パターン制御運転のときよりも、買電量を少なくすることができる。
【００６９】
なお、図３の実施形態では、６６ｋＶで一般電気事業者の系統に連系される場合について説明したが、６．６ｋＶで連系される需要家の場合も、変電設備の一部が異なるが、発電設備の運用については、これまで説明したのと同様である。
【００７０】
次に、集中監視センタ３００について説明する。図１１は、集中監視センタ３００における主要機器を示すブロック図である。集中監視手段としての集中監視センタ３００には、需要家の監視制御装置２２から送られてくる情報を受取る通信装置３０１と、電力諸量評価、課金処理、メンテナンス等の各種処理を行うための演算処理装置３０２と、指示等の入力を受け付ける入力装置３０３と、表示装置３１０とを有する。演算処理装置３０２には、データを記憶してデータベース３０４〜３０７を構成するための記憶装置が接続される。
【００７１】
演算処理装置３０２は、表示装置３１０に、受電（買電）状態、発電装置稼働状態、負荷装置状態、メンテナンス指示等を表示させる。演算処理の結果は、データベース（ＤＢ）に格納され、必要に応じ、データベースから、データを取り出して、別の演算処理に利用される。データベースとしては、受電/負荷状態情報ＤＢ３０４、発電機稼働状態情報ＤＢ３０５、コスト情報ＤＢ３０６、メンテナンス情報ＤＢ３０７がある。受電/負荷状態情報ＤＢ３０４は、各需要家での受電（買電）の状態、および、負荷４０の消費電力の需要予測に必要なデータが格納されている。発電機稼働状態情報ＤＢ３０５には、各需要家での発電機での発電電力等のデータが格納されている。コスト情報ＤＢ３０６には、電力の使用料金を決定するための各種データが格納されている。メンテナンス情報ＤＢ３０７には、需要家構内に設置した各種機器についての異常発生履歴、メンテナンス履歴情報・予定、部品等の交換記録等のメンテナンスに関する情報が格納される。演算処理装置３０２は、コンピュータで構成され、図示していないが、中央演算装置、メモリ、プログラムを記憶する記憶装置等を有する。
【００７２】
図１２は、集中監視センタ３００に設けられている表示装置３１０の表示画面（一部）を示す説明図であり、各需要家における需要と受電と発電による電力の供給状況を示している。
【００７３】
この例では、各需要家（＃１〜＃５）３５１について、電力需要の予測値３５２、一般電気事業者からの受電（買電）、各需要家での発電による供給量（有効電力３５４、無効電力３５５）、電力供給のコスト（買電３５６、発電３５７、最適運用をしない場合に対するメリット３５８）が、更に、機器の状態３５９（正常、異常）が表示される。機器に異常が生じた時は、図示はしていないが、メンテナンス指示画面に機器異常の詳細情報と作業指示が表示され、それに従ったメンテナンスが行われる。
【００７４】
図１３は、料金請求のフローチャート図である。演算処理装置３０２により、課金処理が実行され、料金が決定される。
【００７５】
演算処理装置３０２は、契約者Ａと契約者Ｂの間で予め決定された契約内容に基づいて、入力装置３０３を介して、料金種別の選択、最大電力の設定入力を受け付ける（ステップ２２０１）。料金種別については、使用電力量あたりの料金単価を固定する方式（Ａ）と、電力供給コストに合わせて変動させる方式（Ｂ）とのいずれかを選択するようにしている。料金算出期間としては、例えば、１日、１ヶ月等の適宜の単位で算出できる。もちろん、固定的に定めることもできる。演算処理装置３０２は、入力されたこれらの設定値を、内臓するメモリに格納する。
【００７６】
メモリに格納されたデータに基づき、この期間の使用電力量を算出する（ステップ２２０３）。料金種別として、Ｂ（変動）を選択した場合（ステップ２２０４）は、料金算出期間中の電力供給コストを算出（ステップ２２０５）し、それに基づき変動料金単価を算出する（ステップ２２０７）。
【００７７】
変動の場合の料金設定は、変動料金単価と使用電力量に基づく場合と、変動料金にプレミアムを設ける場合、すなわち、変動料金が高騰する時でも料金に上限を設けるかわりに割増料金を支払う場合がある。それぞれ次のように行う。
（ａ）変動料金単価に基づく場合
変動料金単価＝買電コスト＋発電設備運転コスト＋燃料費＋受配電・連系装置運転コスト＋保守管理コスト
請求料金＝変動料金単価×使用電力量
（ｂ）変動料金にプレミアムを設ける場合
変動料金単価については、（ａ）と同じ計算を行う。
【００７８】
請求料金＝（変動料金単価＋プレミアム料金）×使用電力量
ここで、プレミアム料金は、電力供給コストの増加につながるリスクを評価して設定する。
【００７９】
一方、Ａ（固定）を選択した場合（ステップ２２０４）は、固定料金単価を求め（ステップ２２０６）、請求料金は次式で算出する。（ステップ２２０８）
請求料金＝基本料金＋料金単価×使用電力量
料金単価は、契約条件に従い、固定の単価を使用する。請求料金は、表示装置にて表示される（ステップ２２０９）。これに基づき、料金の請求がなされる。この場合、請求料金を基に、各需要家に対しては、通信線２０を介して、課金処理が実行される。
【００８０】
なお、固定料金の場合は、全てのコストアップのリスクが、電力サービス提供者の負担となる。一方、変動料金の場合は、コストアップのリスクの大半を需要家（電力供給を受ける）側の負担することになるため、需要家の電力購入費用を、固定料金の場合より低く抑えられる可能性がある。
【００８１】
図３の実施形態では、集中監視制御センタ３００は、各需要家とは別に設けてあるが、ある需要家に隣接あるいは需要家の構内に設けてもよい。
【００８２】
以上のように、本実施形態によれば、契約者Ａ（顧客）について次の利点が挙げられる。
ａ）初期投資が不要となる。
ｂ）契約者Ａは必要とする電力を低コストで得られる。
ｃ）運転、メンテナンスの要員を確保する必要がない。
【００８３】
一方、契約者Ｂ（サービス提供業者）について次の利点が挙げられる。
ｄ）比較的長期にわたり、安定なビジネスが可能になる。
ｅ）通信を活用した、遠隔運転、メンテナンスを行うことにより、少ない人員で効率的に運転、メンテナンスが行える。
【００８４】
また、社会全体に対しては、次の利点が挙げられる。
ｆ）発電設備を効率的に運用できるため、発電に伴う、ＣＯ_２ガスの放出を抑制できる。
ｇ）電力需要が大きくなる昼間に、一般電気事業者から購入する電力を低く抑える事ができ、負荷平準化が可能になる。
【００８５】
これらの利点は、定期的にモニタリングをしている電力データから得られる需要予測に基づき、運転・メンテナンスができ、また、上述の電力データに基づいて料金請求ができることによって達成される。
【００８６】
このように、本実施形態によれば、需要家は、初期投資を行うこと、および、運転・メンテナンスを行うこと等に対する負担が軽減された状態で、当該需要家のニーズにあった電力供給を受けることができる。
【００８７】
前記実施形態においては、監視制御装置２２を監視制御手段として用いるものについて述べたが、集中監視センタ３００に監視制御手段としての機能を付加することもできる。この場合、集中監視センタ３００は、各需要家の発電設備などを遠隔監視・制御することになる。
【００８８】
以上説明したように、本発明によれば、需要家は、自家発電設備の運用管理のために専門の運転要員及びメンテナンス要員を確保する負担が軽減され、かつ低い料金で電力を購入することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明に係る電力供給システムの第１実施形態を示す全体構成図である。
【図２】図１に示すシステムの作用を説明するためのフローチャートである。
【図３】本発明に係る電力供給システムの第２実施形態を示す全体構成図である。
【図４】監視制御装置の構成を示すブロック図である。
【図５】演算処理装置の構成を示すブロック図である。
【図６】監視制御装置の処理を説明するためのフローチャートである。
【図７】代用運転方式を説明するためのフローチャートである。
【図８】モニタ＋台数制御運転による運用例を説明するための特性図である。
【図９】需要電力と発電機の稼動・停止との関係を説明するための図である。
【図１０】（ａ）はパターン制御運転による運用例を説明するための特性図、（ｂ）は最適制御運転による運用例を説明するための特性図である。
【図１１】集中監視センタの構成を示すブロック図である。
【図１２】集中監視センタによる表示例を説明するための図である。
【図１３】請求料金を決定するための処理手順を示すフローチャートである。
【符号の説明】
１需要家
２連系保護装置
３変圧器
５遮断器
８発電設備連絡用遮断器
１０送配電系統
２０通信線
２２監視制御装置
３０発電装置
３１発電監視制御装置
４０負荷
５０無効電力調整装置
３００集中監視センタ
３１集中監視制御装置

Claims

需要家内に設置された発電設備及び一般電気事業者の送配電系統からの受電設備の運用管理をする監視制御装置を前記需要家内に設置し、前記監視制御装置との間で前記運用管理に関する情報を授受する集中監視センタを設け、
前記監視制御装置により、前記需要家の負荷設備の消費電力を所定時間間隔で収集して前記負荷設備の所定時間後の電力需要を予測し、電力需要予測に従って電力供給コストを最適化する前記発電設備の運転期間及び発電量を含む制御パラメータを求めて前記発電設備を制御し、
前記集中監視センタにより、前記監視制御装置から送信される前記受電設備の受電量と前記発電設備の発電量と前記負荷設備の消費電力を収集し、予め契約で定めた電力供給及び運用管理にかかる請求料金を算出して前記需要家に課金する処理を含んでなる電力供給サービス事業方法。
請求項１に記載の電力供給サービス事業方法において、前記集中監視センタにより、前記監視制御装置から送信される前記発電設備と前記負荷設備に関連する機器の動作状態情報を収集し、該収集された機器の動作状態情報に基づいて機器の保守作業を行い、該保守作業にかかる料金を前記請求料金に付加して前記需要家に課金する処理を含んでなることを特徴とする電力供給サービス事業方法。
請求項１又は２に記載の電力供給サービス事業方法において、前記監視制御装置は、前記負荷設備の所定時間後の電力需要を予測するのに必要な前記負荷設備の消費電力の情報が得られないとき、あるいは前記負荷設備及び前記負荷設備の使用方法が変更されたときには、予め定めた運転パターンで前記発電設備の運転を制御しながら前記負荷設備の消費電力を収集して蓄積して、前記所定時間後の電力需要を予測することを特徴とする電力供給サービス事業方法。
請求項１又は２に記載の電力供給サービス事業方法において、前記監視制御装置は、前記負荷設備の所定時間後の電力需要を予測するのに必要な前記負荷設備の消費電力の情報が得られないとき、あるいは前記負荷設備及び前記負荷設備の使用方法が変更されたときには、前記負荷設備の消費電力を監視し、該消費電力に合わせて前記発電設備の運転を制御しながら前記負荷設備の消費電力を収集して蓄積して、前記所定時間後の電力需要を予測することを特徴とする電力供給サービス事業方法。