JP3880471B2

JP3880471B2 - 発電計画方法

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Publication number: JP3880471B2
Application number: JP2002200095A
Authority: JP
Inventors: 泰基久保田; 詳明山崎; 幹也石井
Original assignee: Osaka Gas Co Ltd
Current assignee: Osaka Gas Co Ltd
Priority date: 2002-07-09
Filing date: 2002-07-09
Publication date: 2007-02-14
Anticipated expiration: 2022-07-09
Also published as: JP2004048852A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、１以上の需要家からなる需要家群へ供給される電力を発電する複数の発電設備からなる発電設備群の発電計画方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
電気事業法の改正により、電力市場の部分自由化が開始され、誰でも電力事業に参入することができるようになった。即ち、発電事業者は、発電した電力を、卸供給事業者として、電力会社（一般電気事業者）が行う入札等に参加し電力会社に売るか、若しくは、特定規模電気事業者として、自由化対象の大口の需要家（特別規模需要家：原則使用規模２，０００ＫＷ以上で２０ＫＶ特別高圧送電線から受電する需要家）に小売託送するかを、自由に選択することができるようになった。
また、将来的には、電力市場の完全自由化が進み、上記特定規模電気事業者及び上記卸供給事業者の他、家庭やビル等に設けられた複数の小規模分散型発電機を取りまとめて電力の供給を行う仲介事業者等の電力市場の新規参入等が可能となり、更に、自由化対象需要家の範囲が拡大されて、小口需要家に対する電力市場も開放されると考えられている。
【０００３】
上記のような電力市場の自由化において、送電線ネットワークは、引き続き電力会社が一元的に運営することになっている。
よって、発電事業者は、発電した電力を、電力会社の既存の送電線ネットワークを利用して需要家に託送するので、送電線ネットワークの系統安定を確保するという観点から、同時同量の規則に従う必要がある。
そして、上記発電事業者等の電力市場に新規参入する電気事業者は、電力事業を運営するために同時同量の規則を効率良く達成することが必要となる。
【０００４】
尚、同時同量の規則とは、需要家が送電線ネットワークからの供給を受けた受電量と、発電事業者が送電線ネットワークに供給した給電量とを、規定期間内で一致させなければならないというものであり、具体的には、３０分の規定期間内で、上記受電量に対する上記給電量の超過割合が３％以上である場合には、その超過分の電力を例えば電力会社が無償等で引き取り、上記受電量に対する上記給電量の不足割合が３％以上である場合には、その不足分の電力を例えば電力会社から比較的高額な料金で購入するというものである。
【０００５】
そこで、発電事業者は、複数の発電設備からなる発電設備群から１以上の需要家からなる需要家群への電力供給を行う場合において、上記同時同量の規則を効率良く達成するために、前日等に、上記各需要家の過去の受電量や各需要家の受電特性等から、翌日における需要家群全体の規定期間毎の総予測受電量を予測し、更に、発電設備群全体の総計画発電量が、予測した需要家群全体の総予測受電量に一致することを制約条件として、各発電設備の計画発電量を、例えば、発電設備群全体の電力コストが最小化されることを目的とした数理計画法等により計画する発電計画方法を実行する。そして、当日等においては、規定期間毎に、各発電設備の発電量の初期値を上記計画発電量に設定すると共に、通信ネットワークを介して収集した各需要家の実際の実受電量を集計して算出される需要家群全体の実際の総実受電量と、発電設備群全体の実際の総実発電量とを規定期間内において一致させるように発電設備の発電出力の調整を行う。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】
しかし、前述のように、当日の規定期間中において需要家群全体の実受電量の変動に合わせて発電設備の発電出力を調整する場合において、運転状態である発電設備の発電出力の調整余力に十分な余裕がないと、需要家群全体の総実受電量の総予測受電量に対する変動量が、その調整余力以上となってしまうことがある。すると、総実発電量を総実受電量の変動に合わせ調整するためには、発電設備の起動又は停止を伴う総発電出力の調整が必要となり、総発電出力の調整に時間遅れが生じ、規定期間中において同時同量の規則を達成できなくなる可能性がある。
【０００７】
従って、本発明は、上記の事情に鑑みて、複数の発電設備からなる発電設備群から１以上の需要家からなる需要家群への電力供給において、上記同時同量の規則を高精度に達成することができるように、各発電設備の発電計画を行うことができる発電計画方法を実現することを目的とする。
【０００８】
【課題を解決するための手段】
この目的を達成するための本発明に係る発電計画方法の第一特徴構成は、特許請求の範囲の欄の請求項１に記載した如く、１以上の需要家からなる需要家群へ供給される電力を発電する複数の発電設備からなる発電設備群の発電計画方法であって、前記需要家群全体の総予測受電量を取得する総予測受電量取得ステップと、前記発電設備群全体の総計画発電量が前記総予測受電量取得ステップを実行して取得した前記需要家群全体の総予測受電量に一致し、且つ、前記発電設備群全体の総計画発電量に対する総調整余力が所定の設定総調整余力以上となることを制約条件として、前記制約条件を満たしながら所定の評価値が最適化されるように、前記各発電設備の計画発電量を計画する発電計画ステップを含む点にある。
【０００９】
尚、上記需要家群全体の総予測受電量は、各需要家の予測受電量の合計であり、需要家の予測受電量は、過去の需要家の実際の実受電量や需要家の受電特性により予測された受電量である。
また、上記発電設備群全体の総計画発電量に対する総調整余力とは、総計画発電量の電力を発生している発電設備群において、運転中の各発電設備の計画発電量に対する調整余力の合計であり、詳しくは、各発電設備の起動及び停止を伴わないで調整可能な総計画発電量を基準とした総許容調整幅を示すものである。また、発電設備の計画発電量に対する調整余力とは、計画発電量の電力を発生している発電設備が、起動及び停止を伴わないで調整可能な計画発電量を基準とした許容調整幅を示すものであり、例えば、計画発電量が０である発電設備の調整余力は０となり、その他の運転状態である発電設備の調整余力は、計画発電量と最高発電量及び最低発電量とのそれぞれの差、又は、発電量の許容調整量の何れか小さい方となる。
【００１０】
即ち、本発明に係る発電計画方法によれば、上記発電計画ステップを実行して、上記制約条件を満たしながら、経済性や省エネルギ性等を示す評価値が最適化されるように、上記各発電設備の計画発電量を計画することで、各発電設備の計画発電量の合計である総計画発電量を予測された需要家群全体の総予測受電量に規定期間内で一致させて同時同量の規則の達成を図ることができ、更に、上記総調整余力を予測される需要家群全体の総実受電量の変動に対応可能な程度以上として、発電設備を起動又は停止の伴う総発電出力の調整をできるだけ回避しながら、総発電出力を総受電量の変動に合わせて瞬時に調整し易くして、確実な同時同量の規則の達成を図ることができる最適な各発電設備の計画発電量を計画することができる。
【００１１】
本発明に係る発電計画方法の第二特徴構成は、特許請求の範囲の欄の請求項２に記載した如く、上記第一特徴構成に加えて、前記発電計画ステップが、前記制約条件を満たしながら、前記発電設備群全体の電力コストに関する評価値が最小化されるように前記各発電設備の計画発電量を計画するステップである点にある。
【００１２】
即ち、上記第二特徴構成によれば、上記発電計画ステップにより、発電設備群全体の総調整余力を需要家群全体の総実受電量の変動に十分に対応可能な程度以上として高精度に同時同量の規則を達成しながらも、上記評価値としての発電設備群全体の電力コストをできるだけ低くすることができる。
尚、上記電力コストとしては、発電設備の計画発電量と発電単価との積として算出される発電コストや、発電設備を持たない特定規模電気事業者等が介在する契約によって定まる電力調達コスト等を用いることができる。
【００１３】
本発明に係る発電計画方法の第三特徴構成は、特許請求の範囲の欄の請求項３に記載した如く、上記第一乃至第二特徴構成に加えて、前記予測受電量取得ステップで取得した前記需要家群全体の総予測受電量に基づいて前記設定総調整余力を決定する設定総調整余力決定ステップを含む点にある。
【００１４】
即ち、上記第三特徴構成によれば、上記設定総調整余力決定ステップにより、上記設定総調整余力を、総予測受電量に基づいて決定することにより、発電設備群全体の総調整余力を、需要家群全体の総予測受電量の予測最大変動量や予測精度等に対して適切に決定された設定総調整余力以上に設定することができる。よって、当日において、発電設備群全体の総実発電量を、発電設備を起動又は停止を伴う総発電出力の調整を十分に回避しながら、総受電量の変動に合わせて瞬時に調整し易くして、同時同量の規則の一層高精度な達成を図ることができる。
【００１５】
本発明に係る発電計画方法の第四特徴構成は、特許請求の範囲の欄の請求項４に記載した如く、上記第一乃至第三特徴構成に加えて、前記発電設備群を構成する少なくとも１つの発電設備が、前記発電設備が発電した電力の少なくとも一部を構内需要として消費する構内需要発電所に設置されたものである場合において、前記総予測受電量取得ステップが、前記需要家群全体の総予測受電量と前記構内需要発電所の予測電力需要量とを合計した総予測電力需要量を取得する総予測電力需要量取得ステップとして構成され、前記発電計画ステップが、前記発電設備群全体の総計画発電量が前記総予測電力需要量取得ステップを実行して取得した前記総予測電力需要量に一致し、且つ、前記発電設備群全体の総計画発電量に対する総調整余力が所定の設定総調整余力以上となることを制約条件として、前記制約条件を満たしながら所定の評価値が最適化されるように、前記各発電設備の計画発電量を計画するように構成されている点にある。
【００１６】
即ち、上記第四特徴構成によれば、上記発電設備群を構成する複数の発電設備群の内、少なくとも１つの発電設備が、発電した電力の一部が送電線を経由せずに構内需要として消費され、その構内需要として消費される電力量が上記発電量に対して無視できない割合である上記構内需要発電所に設置されたものである場合でも、前述の総予測受電量取得ステップを上記総予測電力需要量取得ステップとして構成することにより、需要家の予測受電量と同様に予測した上記構内需要発電所の予測電力需要量と、各需要家の予測受電量の合計である需要家群全体の総予測受電量とを加算して、上記総予測電力需要量を取得することができる。そして、上記発電計画ステップにおいて、これまで説明してきたように、上記総調整余力が所定の設定総調整余力以上となることを制約条件として各発電設備の計画発電量を計画するに、発電設備群全体の総計画発電量が上記各需要家の予測受電量及び各構内需要発電所の予測電力需要量との合計である総予測電力需要量に一致することを制約条件とすることで、総計画発電量から上記構内需要発電所の電力需要量を差し引いた電力量、即ち、発電設備群全体から送電線ネットワークに供給した総給電量を、需要家群全体の総予測受電量に規定期間内で一致させて同時同量の規則の達成を図ることができる。
尚、上記構内需要発電所は、その構内需要発電所に設けられた発電設備が発電した電力の少なくとも一部を消費するので、上記発電計画ステップにおいて、上記構内需要発電所に設けられた発電設備の計画発電量は、常に、上記構内需要発電所の電力需要量以上となるように計画される。
【００１７】
特許請求の範囲の欄の請求項５に記載した如く、複数の発電設備からなる発電設備群から１以上の需要家からなる需要家群への電力供給における前記各発電設備の発電計画を行うためのコンピュータに請求項１から４の何れか１項に記載の発電計画方法の前記各ステップを実行させるためのプログラムによれば、そのコンピュータプログラムを、所定のコンピュータにインストールすることで、上記第一乃至第四特徴構成からなる発電計画方法を当該コンピュータ上で実行することができる。
【００１８】
【発明の実施の形態】
本発明の実施の形態について、図面に基づいて説明する。
図１は、複数の発電設備１を運営管理する１又は複数の発電事業者が、発電した電力を、１又は複数の需要家１０に小売りするために、その電力を一般電気事業者１４が運営管理する送電線ネットワーク１５を介して各需要家１０に供給する所謂電力託送の様子を示した概略構成図である。
かかる電力託送を行うには、１又は複数の需要家１０からなる需要家群全体が送電線ネットワーク１５からの供給を受けた総受電量と、上記複数の発電設備１からなる発電設備群が発電して送電線ネットワーク１５に供給した総発電量とを、３０分等の規定期間内で一致させなければならないという同時同量の規則に従う必要がある。
本実施形態においては、各需要家１０の電力デマンドを監視するためのセンターシステム２０（以下、本システム２０と略称する。）により、同時同量の規則を効率良く達成することができる。以下、本システム２０の詳細構成について説明する。
尚、本システム２０は、発電事業者側に設置しても、発電事業者以外の例えば、特定規模電気事業者側等に設置しても構わない。また、本システム２０の一部の機能又は全部を、発電事業者側や特定規模電気事業者側等に設置しても構わない。
【００１９】
需要家１０には、電力を消費する負荷１２と、送電線ネットワーク１５からの受電量を計測する電力メータ１１とが設けられている。
そして、本システム２０は、インターネット網等の通信ネットワーク１７を介して、各需要家１０の電力メータ１１の通信部との間で通信を行って、電力メータ１１により計測された上記規定期間よりも短い５分等の一定期間毎の実際の実受電量を取得するように構成されている。
【００２０】
各発電設備１は、発電設備１の発電出力を、本システム２０から通信ネットワーク１７を介して受信した発電指令に従って制御するように構成されている。
【００２１】
本システム２０は、各発電設備１側及び各需要家１０側との間で、通信ネットワーク１７を介して通信可能なコンピュータシステムで構成されており、コンピュータシステムのハードウェア資源を利用しながら所定のコンピュータプログラムを実行することで、後述する発電計画方法及び発電指令方法等に含まれる各ステップを実行する発電計画手段２１及び発電指令手段２２等として機能するように構成されている。また、本発明に係るコンピュータプログラムは、ＣＤ−ＲＯＭ等のコンピュータ読み取り可能な記録媒体やインターネット等のデータ伝送媒体を介して、本システム２０をハードウェア的に構成するコンピュータがアクセス可能な記録装置内にインストールされて実用に供される。
【００２２】
また、本システム２０は、上記コンピュータプログラムを実行することにより、翌日の規定期間毎の各発電設備１の計画発電量を計画する発電計画を実行するための発電計画手段２１と、上記発電計画手段２１により計画された計画発電量と当日における需要家群全体の実受電量とに基づいて各発電設備１への発電指令を実行するための発電指令手段２２として機能する。
【００２３】
また、本システム２０には、不揮発性記憶装置等からなる記憶手段２３が設けられ、記憶手段２３には、上記のように上記通信ネットワーク１７を介して取得した各需要家１０の一定期間毎等の実際の実受電量を格納した受電量データベース２３ａと、各発電設備１の規定期間毎等の計画発電量を格納した計画発電量データベース２３ｂと、各発電設備１の規定期間あたり等の発電量の上限界値及び下限界値と、各発電設備１の規定期間あたり等に変化可能な発電量である許容出力変化率とが格納された発電設備特性データベース２３ｃ等が構築されている。
【００２４】
以下に、夫々の手段２１，２２により実行される発電計画方法及び発電出力制御方法の詳細について説明する。
【００２５】
本システム２０の発電計画手段２１により実行される発電計画方法は、図２の発電計画方法のフロー図に示すように、翌日の３０分等の規定期間毎の各発電設備１の計画発電量を計画する方法である。
【００２６】
即ち、発電計画手段２１は、先ず、上記受電量データベース２３ａにアクセスして、各需要家１０の過去の受電量を抽出し、このように抽出した過去の受電量から、翌日における各需要家１０の規定期間毎の予測受電量を予測し、更に、各需要家１０の予測受電量を需要家群において集計して、需要家群全体の規定期間毎の総予測受電量を算出する総予測受電量取得ステップを実行する（ステップ１０１）。
尚、翌日の各需要家１０の規定期間毎の予測受電量は、公知の電力受電量予測方法を用いて予測することができ、例えば、翌日と同じ曜日又は同じ月等の季節における過去の日における規定期間毎の受電量を上記受電量データベース２３ａから抽出し、その抽出した過去の受電量を、例えば、需要家１０の受電特性の変化や過去に対する平均気温の差を考慮して補正して、翌日の規定期間毎の予測受電量とすることができる。
【００２７】
次に、発電計画手段２１は、上記ステップ１０１で算出した前記需要家群全体の総予測受電量に基づいて、当日における実際の総受電量が変動する可能性が高い変動量を、設定総調整余力として決定する設定総調整余力決定ステップを実行する（ステップ１０２）。
詳しくは、上記需要家群全体の総予測受電量の予測精度を確率的に把握し、確率的に把握した総予測受電量に対してある信頼区間を設定して、上記設定総調整余力を決定する。
尚、総予測受電量の予測精度の確率的な把握とは、予測受電量に対する実受電量の乖離を統計的に処理し、その確率分布やばらつきの程度（標準偏差）を求めることである。
また、信頼区間とは、総予測受電量を基準に実受電量が例えば９５％等の所定確率以上で入るレンジを示し、この予測受電量を基準としたレンジ幅が、上記設定総調整余力に決定される。
【００２８】
次に、発電計画手段２１は、各発電設備１の計画発電量の合計である発電設備群全体の総計画発電量が、上記ステップ１０１を実行して取得した需要家群全体の総予測受電量に一致して同時同量の規則を達成し、且つ、発電設備群全体の総計画発電量に対する総調整余力が上記ステップ１０２を実行して決定した設定総調整余力以上となり、各発電設備１の起動及び停止を伴わないで調整可能な総発電量の総許容調整量を予測される需要家群全体の総実受電量の変動に対応可能な程度となることを制約条件として、発電設備群全体の経済性や省エネルギ性等を示す評価値が最適化されるように各発電設備１の計画発電量を計画する発電計画ステップを実行する（ステップ１０３）。
【００２９】
例えば、ｎ箇所の発電設備１から需要家群へ電力を託送する場合を想定すると、下記の各制約条件の全てを満たすように、上記発電計画ステップが実行される。
【００３０】
翌日のある規定期間における上記需要家群全体の総予測受電量をΣＤ、ｔ番目の発電設備１の計画発電量をＧ（ｔ）（ｔ＝１〜ｎ）とすると、
ΣＧ（ｔ）（＝Ｇ（１）＋Ｇ（２）＋・・・＋Ｇ（ｎ））＝ΣＤ
を満たすことが第１の制約条件とされる。
【００３１】
また、ｔ番目の発電設備１の計画発電量Ｇ（ｔ）に対する調整余力をＡ（ｔ）、上記ステップ１０２において決定した設定総調整余力をΣＡとすると、
ΣＡ（ｔ）（＝Ａ（１）＋Ａ（２）＋・・・＋Ａ（ｎ））≧ΣＡ
を満たすことが第２の制約条件とされる。
【００３２】
また、各発電設備１は、発電特性として発電設備特性データベース２３ｃに格納されている発電量の上限界値Ｇ（ｔ）ｍａｘ及び下限界値Ｇ（ｔ）ｍｉｎを有するので、当然、
Ｇ（ｔ）ｍａｘ・ｕ≦Ｇ（ｔ）≦Ｇ（ｔ）ｍｉｎ・ｕ（尚、ｕは、運転時にはｕ＝１とされ、停止時にはｕ＝０とされる運転係数である）
を満たすことも制約条件とされ、更に、各発電設備１の計画発電量Ｇ（ｔ）の各規定時間毎の変化量が、各発電設備１の発電特性として発電設備特性データベース２３ｃに格納されている許容出力変化率以下であることも制約条件とされる。
【００３３】
上記のように、ステップ１０３にて実行される発電計画ステップは、上記各制約条件を満たすとともに、評価値としての発電設備群全体の電力コストが最小化されるような各発電設備１の計画発電量を計画する。そして、この計画された各発電設備１の計画発電量は、上記第１の制約条件を満たすことで、各発電設備１の計画発電量の合計、即ち、発電設備群全体の総計画発電量ΣＧ（ｔ）と、上記需要家群全体の総予測受電量ΣＤとを、規定期間内で一致させて、当日における同時同量の規則の達成を図ることができ、更に、上記第２の制約条件を満たすことで、運転中の各発電設備１の調整余力の合計である総調整余力ΣＡ（ｔ）を、実際の総受電量が上記総予測受電量ΣＤに対して高い確率で変動する変動量に対応可能な程度以上として、発電設備１の起動又は停止を伴う総発電出力の調整をできるだけ回避しながら、総発電出力を総受電量の変動に合わせて瞬時に調整して、同時同量の規則の高精度な達成を図ることができる。
尚、上記発電設備群全体の電力コストとしては、各発電設備の計画発電量と単位発電量あたりの発電単価との積で求めることができる発電コストが用いられ、上記発電単価は、ガス等のエネルギを消費することで発生する変動費と設備管理等により発生する固定費とから算出することができる。また、このような各発電設備の発電単価等の情報は、上記発電設備特性データベース２３ｃに格納しておくことができる。尚、例えば、発電設備が発電した電力が、発電設備を持たない特定規模電気事業者等を介して、需要家に小売される場合等においては、上記電力コストを、上記特定規模規模電気事業者等が介在する契約によって定まる電力調達コストとしても構わない。
【００３４】
そして、上記ステップ１０３を実行した発電計画手段２１は、上記計画した翌日の規定期間毎の各発電設備１の計画発電量と、その計画時に算出した各発電設備１の調整余力又は発電設備群全体の総調整余力を、記憶手段２３の計画発電量データベース２３ｂに格納する（ステップ１０４）。
【００３５】
また、本システム２０の発電指令手段２２により実行される発電指令方法は、図３の発電指令方法のフロー図に示すように、上記発電計画手段２１により実行された発電計画方法により計画された各発電設備１の計画発電量に基づいて、各発電設備１への発電指令を行う方法であり、上記規定期間よりも短い５分等の一定期間毎にこの発電指令が実行される。
【００３６】
即ち、本システム２０の発電指令手段２２は、先ず、現在進行中の規定期間において、各需要家１０の電力メータ１１から、経過後の上記一定期間毎の実際の実受電量を取得する（ステップ２０１）。
【００３７】
次に、発電指令手段２２は、上記ステップ２０１により取得した一定期間毎の各需要家１０の実受電量から、現在進行中の規定期間内における各需要家１０の予測受電量を予測し、更に、それら各需要家１０の予測受電量を集計して、需要家群全体の総予測受電量を算出する（ステップ２０２）。
尚、各需要家１０の規定期間内における予測受電量は、公知の電力受電量予測方法を用いて予測することができ、例えば、現在進行中の規定期間内において、上記のように取得した経過後の各一定期間の実受電量と、その実受電量から予測した経過前の各一定期間の受電量とを積算したものを上記予測受電量とすることができる。
【００３８】
次に、発電指令手段２２は、上記ステップ２０２で算出した総予測受電量が、計画発電量データベース２３ｂに格納されている各発電設備１の計画発電量を集計した総計画発電量に一致しているかを判定する（ステップ２０３）。
【００３９】
そして、発電指令手段２２は、上記ステップ２０３において、総予測受電量と総計画発電量とが一致していると判定した場合には、上記各発電設備１の発電出力を、規定期間内において計画発電量の電力を発するような出力に設定するように、各発電設備１に、通信ネットワーク１７を介して、発電指令を送信する（ステップ２２１）。
【００４０】
一方、発電指令手段２２は、上記ステップ２０３において、総予測受電量と総計画発電量とが一致していないと判定した場合には、上記総計画発電量に対する総予測受電量の過不足量を算出する（ステップ２１１）。
【００４１】
そして、発電指令手段２２は、上記ステップ２０３で算出した過不足量が０となるように、上記発電計画データベース２３ｂに格納されている各発電設備１の調整余力の範囲内で、各発電設備１の計画発電量を修正し（ステップ２１２）、上記各発電設備１の発電出力を、規定期間内において上記ステップ２１１で修正された計画発電量の電力を発するような出力に設定するように、各発電設備１に、通信ネットワーク１７を介して、発電指令を送信する（ステップ２２１）。
【００４２】
また、上記発電計画方法において、各発電設備の計画発電量は、発電設備群全体の調整余力が十分に確保されることを条件として計画されているので、上記発電指令方法において、できるだけ各発電設備１の起動又は停止を伴わないで、運転中の上記各発電設備１の計画発電量を修正して、発電設備群全体の総計画発電量を大幅に修正することができ、総受電量の変動に対して瞬時に発電出力を変更して、同時同量を確実に達成することができる。
【００４３】
尚、上記ステップ２１２において、各発電設備１の計画発電量を、電力コスト等を考慮して設定された所定の優先順位等が高い方を優先的に修正しても構わない。
【００４４】
次に、発電設備１としての下記の表１に示す発電特性を有する５つの発電設備ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅからなる発電設備群から、翌日の６：００〜９：００において下記の表２に示すように総予測受電量が予測された需要家群に対して電力を託送する場合を想定した発電計画方法の実施例について以下に説明する。
【００４５】
【表１】

【００４６】
【表２】

【００４７】
先ず、これまで説明してきたように、発電計画手段２１において、需要家群全体の総予測受電量に一致し、且つ、発電設備群全体の総計画発電量に対する総調整余力が設定総調整余力以上となることを制約条件として、発電設備群全体の電力コスト等に関する評価値が最小となるように各発電設備ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅの計画発電量を計画した場合には、例えば、翌日の６：００〜９：００の３０分の時間帯毎の各発電設備ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅの計画発電量は、下記の表３及び図４（ａ）のグラフ図に示すようになる。即ち、各規定期間において、総計画発電量を基準とした、最高調整発電量（各発電設備の起動又は停止を伴わないで増加可能な最高発電量）及び最低調整発電量（各発電設備の起動又は停止を伴わないで低下可能な最低発電量）の幅である総調整余力が、十分に確保されていることがわかる。
【００４８】
【表３】

【００４９】
一方、従来の発電計画方法、即ち、上記のように総調整余力を考慮せずに、各発電設備ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅの計画発電量を例えば電力コストが最小化するように計画した場合には、例えば、翌日の６：００〜９：００の３０分の時間帯毎の各発電設備ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅの計画発電量は、下記の表４及び図４（ｂ）のグラフ図に示すようになる。即ち、従来の発電計画方法では、総発電余力を考慮せずに、電力コストに関する評価値の最小化を目的として各計画発電量が計画されるので、特に電力コストが小さい発電設備の計画発電量はできるだけ最高発電量に近い値となるように計画され、上記調整余力が十分に確保されない。そして、このように各計画発電量を計画すると、需要家群の総実受電量が、総予測受電量から乖離した場合には、発電設備ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅの起動又は停止を伴う発電量の調整が必要となる可能性があり、調整遅れにより同時同量の規則を達成できない場合がある。
【００５０】
【表４】

【００５１】
以上のように、本発明に係る発電計画方法は、従来の発電計画方法と比較して、発電設備群全体の総調整余力を十分に確保しながら、各発電設備ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅの計画発電量を計画することができ、このように計画された発電設備ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅの計画発電量を基準に、各発電設備ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅの出力を制御することで、各発電設備ａ，ｂ，ｃ，ｄ，ｅの起動又は停止の伴う総発電出力の調整をできるだけ回避しながら、総発電出力を総受電量の変動に合わせて瞬時に調整し、同時同量の規則を簡単且つ高精度に達成することができる。
【００５２】
上記実施の形態では、本システム２０の発電計画手段２１により、発電設備群を構成する複数の発電設備１が発電した電力の全てを需要家群に託送するものとして、本発明に係る発電計画方法を実施する場合を説明したが、別に、発電設備群を構成する少なくとも１つの発電設備が、発電設備が発電した電力の少なくとも一部を消費する構内需要発電所に設置された発電設備である場合でも、本発明に係る発電計画方法を実施することができ、その詳細な構成について以下に説明する。
【００５３】
図１に示すように、発電設備群を構成する発電設備の少なくとも１つを、自ら発電した電力の少なくとも一部を構内需要として消費する構内需要発電所２に設置された発電設備３とする。即ち、構内需要発電所２は、発電設備３が発電した電力の比較的大きな割合が送電線ネットワーク１５を経由せずに構内の負荷５に供給されて構内需要として消費されるような発電所である。そして構内需要発電所２は、発電設備３が発電せいた電力の内、上記負荷５で消費されるを差し引いた所謂余剰電力を送電線ネットワーク１５に供給して需要家群に小売託送する。上記構内需要発電所２の発電設備３は、上記発電設備１と同様に、発電出力を、本システム２０から通信ネットワーク１７を介して受信した発電指令に従って制御するように構成されている。
また、構内需要発電所２には、上記需要家１０と同様に、負荷５における電力需要量を計測する電力メータ４とが設けられている。
そして、本システム２０は、インターネット網等の通信ネットワーク１７を介して、構内需要発電所２の電力メータ４の通信部との間で通信を行って、電力メータ４により計測された上記規定期間よりも短い５分等の一定期間毎の実際の実電力需要量を取得するように構成されている。
【００５４】
そして、本システム１の発電計画手段２１は、前述の総予測受電量取得ステップと同様に、翌日における各需要家１０の規定期間毎の予測受電量を予測すると共に、上記構内需要発電所２の過去の実電力需要量から、翌日における構内需要発電所２の規定期間毎の予測電力需要量を予測し、更に、各需要家１０の予測受電量を需要家群全体で集計した総予測受電量と、上記構内需要発電所２の予測電力需要量とを合計して、総予測電力需要量を算出する総予測電力需要量取得ステップを実行する。
更に、発電計画手段２１は、前述の発電計画ステップにおいて、発電設備群全体の総計画発電量が需要家群全体の総予測受電量に一致することを制約条件とする代わりに、発電設備群全体の総計画発電量が上記総予測電力需要量に一致することを制約条件として発電計画を行うことで、各発電設備１，２の起動及び停止を伴わないで調整可能な総発電量の総許容調整量を予測される需要家群全体の総実受電量及び上記構内需要発電所２の電力需要量の変動に対応可能な程度としながら、総計画発電量から構内需要発電所２の電力需要量を差し引いた電力量、即ち、発電設備群全体から送電線ネットワーク１５に供給した総給電量を、需要家群全体の総予測受電量に規定期間内で一致させて同時同量の規則の達成を図ることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】電力託送の様子を示した概略構成図
【図２】発電計画方法のフロー図
【図３】発電指令方法のフロー図
【図４】発電計画結果を示すグラフ図
【符号の説明】
１：発電設備
２：構内需要発電所
３：発電設備
５：負荷
１０：需要家
１１：電力メータ
１２：負荷
１５：送電線ネットワーク
１７：通信ネットワーク
２０：センターシステム（本システム）
２１：発電計画手段
２２：発電指令手段
２３：記憶手段

Claims

１以上の需要家からなる需要家群へ供給される電力を発電する複数の発電設備からなる発電設備群の発電計画方法であって、
前記需要家群全体の総予測受電量を取得する総予測受電量取得ステップと、
前記発電設備群全体の総計画発電量が前記総予測受電量取得ステップを実行して取得した前記需要家群全体の総予測受電量に一致し、且つ、前記発電設備群全体の総計画発電量に対する総調整余力が所定の設定総調整余力以上となることを制約条件として、前記制約条件を満たしながら所定の評価値が最適化されるように、前記各発電設備の計画発電量を計画する発電計画ステップを含むことを特徴とする発電計画方法。
前記発電計画ステップが、前記制約条件を満たしながら、前記発電設備群全体の電力コストに関する評価値が最小化されるように前記各発電設備の計画発電量を計画するステップであることを特徴とする請求項１に記載の発電計画方法。
前記予測受電量取得ステップで取得した前記需要家群全体の総予測受電量に基づいて前記設定総調整余力を決定する設定総調整余力決定ステップを含むことを特徴とする請求項１又は２に記載の発電計画方法。
前記発電設備群を構成する少なくとも１つの発電設備が、前記発電設備が発電した電力の少なくとも一部を構内需要として消費する構内需要発電所に設置されたものである場合において、
前記総予測受電量取得ステップが、前記需要家群全体の総予測受電量と前記構内需要発電所の予測電力需要量とを合計した総予測電力需要量を取得する総予測電力需要量取得ステップとして構成され、
前記発電計画ステップが、前記発電設備群全体の総計画発電量が前記総予測電力需要量取得ステップを実行して取得した前記総予測電力需要量に一致し、且つ、前記発電設備群全体の総計画発電量に対する総調整余力が所定の設定総調整余力以上となることを制約条件として、前記制約条件を満たしながら所定の評価値が最適化されるように、前記各発電設備の計画発電量を計画するように構成されている請求項１から３の何れか１項に記載の発電計画方法。
複数の発電設備からなる発電設備群から１以上の需要家からなる需要家群への電力供給における前記各発電設備の発電計画を行うためのコンピュータに請求項１から４の何れか１項に記載の発電計画方法の前記各ステップを実行させるためのプログラムを備えてなるコンピュータプログラム。