JP4050021B2 - 電力託送制御システムおよび電力取引方法 - Google Patents
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Description
本発明は、コンピュータネットワークを介して、電力販売希望者および電力購入希望者からの売電および買電を行う場合の電力託送制御システムおよび電力取引方法に関する。
【従来の技術】
電力料金を世界水準に向けて低減させるため、わが国においても、2000年3月より2万ボルト以上の大口需要家を対象にした部分的な電力取引の自由化を開始した。これに伴い、特定規模電気事業者即ち大口需要家に対して電気を小売供給するいわゆる電力小売事業者(PPS)が競争的電力市場において取引を行うようになってきた。
この競争的電力市場においては、事業者の経営に貢献することを目的に各市場参加者(player)が電力市場に参加しており、電力品質の重要性に鑑みれば、これら市場参加者には健全な電力系統の運用のために供給信頼度の維持に対する配慮が当然求められるべきである。
しかしながら、電力小売事業者の発電設備は後述する諸般の事情から、供給信頼度維持(アンシラリー)のための制御には用いられていないのが実情である。
【発明が解決すべき課題】
電力会社にとっては、市場参加者(player)が増えた分、供給信頼度維持のための設備の保有・維持管理の負担が大きくなり、この結果、従前の電力取引規制時代に比べて、必然的に託送単価を高くせざるを得ないという問題が生じている。
この託送単価の上昇を抑制するために、電力会社が電力小売事業者の発電設備を直接制御するという考え方もあるが、この場合、電力小売事業者の独自性が失われることになり市場の活性化を期待することはできなくなる。一方、電力小売事業者には、顧客の電力需要家の電力消費量と所定時間内の発電量が一致するように発電設備を制御するよう義務付けられており、この制約のもとで発電設備をさらに供給信頼度維持のために制御するのは容易ではないという問題がある。
(発明の目的)
本発明の目的は、上記事情に鑑み、電力のリアルタイム・トレーディングを実現し、電力小売事業者等の電力取引の独自性を損なわずにそれらの発電設備を用いて、供給信頼度維持のための制御を可能とする電力託送制御システムおよび電力取引方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
上記の課題を解決するため、請求項1に記載の発明は、電力需要家の負荷へ電力を供給するため、夫々異なるノードにつながる複数の発電設備に対して制御指令を出力する電力託送制御システムにおいて、前記各発電設備のノード位置情報を記憶する手段と、前記各発電設備の出力情報を入力する手段と、電力需要家の負荷の消費電力情報を入力する手段と、前記各発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記電力需要家の消費電力情報を用いて、前記発電設備の出力すべき合計値を演算すると共に、前記電力安定度情報をもとに前記発電設備ごとに出力すべき値を求める手段と、該手段により求めた前記各発電設備の出力すべき値に基づいて、前記各発電設備に対して制御指令を出力する手段とを備えている。
また、請求項2記載の発明は、電力需要家の負荷へ電力を供給するため、発電設備に対して制御指令を出力する電力託送制御システムにおいて、前記発電設備のノード位置情報、運転計画情報および応答性能情報を記憶する手段と、前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記記憶している発電設備のノード位置情報と前記入力した電力安定度情報をもとに対応する発電設備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変更するように制御する手段とを備えている。
また、請求項3に記載の発明は、電力需要家の負荷の電力情報を収集する需要家用監視制御端末と、夫々異なるノードにつながる複数の発電設備に対して制御指令を出力する発電事業者用監視制御端末と、前記各監視制御端末とネットワークを介してつながるサーバ装置とを有する電力託送制御システムにおいて、前記需要家用監視制御端末は、電力情報を収集して前記サーバ装置へ送信する手段を備え、前記発電事業者用監視制御端末は、発電設備の運転計画情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、発電設備の出力情報を入力して前記サーバ装置へ送信する手段とを備え、前記サーバ装置は、各発電設備の運転計画情報と前記発電設備の接続されているノード位置情報を記憶する手段と、前記需要家用監視制御端末からの電力情報を受信する手段と、前記発電事業者用監視制御端末から送られてくる発電設備の出力情報を受信する手段と、前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記受信した発電設備の出力情報と需要家用監視制御端末からの電力情報、および、前記入力した電力安定度情報と前記記憶しているノード位置情報をもとに発電設備ごとの運転計画を変更する手段と、運転計画を変更すべき発電事業者用監視制御端末に対して前記運転計画の変更指令を送信する手段と、を備え、前記発電事業者用監視制御端末では、前記サーバ装置から送られてくる運転計画の変更指令を受信して、該端末の記憶している運転計画情報を変更することを特徴とする。
また、請求項4に記載の発明は、発電設備に対して制御指令を出力する発電事業者用監視制御端末と、前記各監視制御端末とネットワークを介してつながるサーバ装置とを有する電力託送制御システムにおいて、前記発電事業者用監視制御端末は、発電設備の運転計画情報と応答性能情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、前記サーバ装置より電力安定度情報を受信する手段と、この受信した電力安定度情報をもとに発電設備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変更するように制御する手段とを備えている。
また、請求項5記載の発明は、請求項3または4記載の電力託送制御システムにおいて、前記サーバ装置に各ノードの送電線アクセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶する手段を設け、前記電力安定度情報として送電線アクセスコスト情報を入力し、この送電線アクセスコスト情報と前記記憶しているノーダルコスト係数情報を用いて該当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御指令を出力することを特徴とする。
また、請求項6記載の発明は、請求項3または4記載の電力託送制御システムにおいて、前記サーバ装置に各ノードの送電線アクセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶する手段と、前記電力安定度情報として発電出力変更要求情報を入力し、該情報をもとに、該当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、前記ノーダルコスト係数情報をもとに、送電線アクセスコストを演算して該演算結果を出力する手段と、を備えたことを特徴とする電力託送制御システム。
また、請求項7記載の発明は、コンピュータネットワークを通して電力販売希望者および電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法において、電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を受信する段階と、電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信する段階と、所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、一般電気事業者に通知する第1の調整段階と、電力販売希望者または電力購入希望者に対して前記第1の調整段階で求めた組み合わせに基づく売電許可情報または買電許可情報を通知する段階と、一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受信する段階と、前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再調整する第2の調整段階と、この第2の調整段階で一般電気事業者の電力供給要求を満足する場合は、この段階による組み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望者に対して、売電変更情報または買電変更情報を通知すると共に一般電気事業者に対して電力供給可能情報を通知し、一方、一般電気事業者の電力供給要求を満足しない場合は、一般電気事業者に電力供給不能情報を通知する段階とを備えた電力取引方法である。
更に、請求項8記載の発明は、コンピュータネットワークを通して電力販売希望者および電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法において、電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を受信する段階と、電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信する段階と、所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、一般電気事業者に通知する第1の調整段階と、一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受信する段階と、前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再調整する第2の調整段階と、前記第1の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売希望者の売電可能量と前記第2の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売希望者の売電可能量との間で差が生ずる場合は,当該差分に基づく価格を算出する段階と、一般電気事業者に対して前記算出した価格情報と電力供給可能量情報とを提示する段階と、一般電気事業者より決定情報を入力する段階と、当該決定情報に基づき、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再々調整する第3の調整段階と、一般電気事業者から電力供給情報の受信の無い場合は前記第1の調整段階による組み合わせに基づき、あるいは、一般電気事業者から電力供給情報の受信のある場合は前記第3の調整段階による組み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望者に対して、売電許可情報または買電許可情報を通知する段階とを備えた電力取引方法である。
また更に、請求項9に記載の発明は、請求項7または8記載の電力取引方法において、前記所定の条件は、前記電力販売希望者または前記電力購入希望者が複数の一般電気事業者の送配電系統に接続している場合は、同一一般事業者における売買取引量の合計が最大になるように電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを調整することを特徴とする電力取引方法である。
また更に、請求項10に記載の発明は、請求項7または8記載の電力取引方法において、一般電気事業者からの電力供給要求情報は、送電線アクセスコストとして受信することを特徴とする電力取引方法である。
【発明の実施の形態】
(第1の実施の形態)
以下、発明の実施の形態について図面を参照して説明する。
図1は、本発明のシステムの全体構成を示す図である。図において、G1、G2はそれぞれ同一または異なる一般電気事業者(電力会社EPCO)の比較的大容量の発電設備であり、これらの発電設備G1、G2の間には、複数のノードN1,N2…N8およびブランチB1,B2、…B5から成る電力系統が介在しており、ノードに接続される各需要家の電力消費の状況によっては、発電設備G1から発電設備G2に向けて潮流が流れるようにあるいは逆の向きに潮流が流れるように図示しない発電設備制御装置を制御しなければならないが、ブランチB3に流れる潮流PFを制御する際の電力託送制御および電力取引方法が本発明の主旨であり、これについての詳細は後述することとする。
本発明で言う、ノードとは発電設備または負荷等の電力設備と送配電線との接続位置であり、例えば母線もこれに該当する。また、ブランチとは各ノード間を連係する送配電線である。
本例の場合、複数のノードうち前記発電設備G1およびG2に比較的近いノードN3およびN6に、それぞれ前記電力会社から電力供給を受ける一般需要家L5、L6を接続すると共にブランチB6、B9も接続している。そして一方のブランチB6に発電設備G3を、他方のブランチB9に発電設備G4をそれぞれ接続している。
なお、前記発電設備G3およびG4は、それぞれ前記電力会社EPCOに所属する電力安定化用電源であり、N9、N10、N15、N16はそれぞれの発電設備端の近傍のノードである。一方、前記ノードN3およびN6の間に位置するノードN4およびN5には、電力小売業者が所有する発電設備G21およびG31を接続すると共に、この電力小売業者と契約した電力量の供給を受ける大口需要家L22、L32を接続する。
また、図中T24およびT34は、前記大口需要家L22、L32に設置した主に監視用として用いる情報端末であり、T23およびT33は前記電力小売業者の発電設備G21およびG31に設置した主に制御用として用いる情報端末である。
これらについては図2で詳細に説明する。なお、前記ネットワークNW1には前記電力小売事業者(PPS)のサーバS(以降、PPSサーバSという)が接続され、このPPSサーバSには、伝送路を通して前記電力会社EPCOから前記発電設備G21,G31に対する発電指令ΔPG21、ΔPG31が送られてくるようになっている。なお、この発電指令ΔPG21、ΔPG31は当然のことではあるが、発電出力の増減方向ならびに大きさを備えている。図1のブランチB3に流れている電力潮流PFをゼロ方向に制御する場合、前記発電指令は図示の通り−ΔPG21、ΔPG31である。
図2において、図1の情報端末T23、T24およびPPSサーバSを詳細にして示す図である。これら各情報端末T23、T24は、単に主な用途が異なるのみで、ハードウェア構成は実質的に同一ある。すなわち、それぞれの端末には内部に入出力手段、演算手段、記憶手段および伝送手段を備えている。
ここで、需要家用情報端末T24は前記大口電力需要家で消費する電力量を入力し、所定の演算を行った後、ネットワークNW1を介して前記PPSサーバSに送信するという監視の目的に使用される。
一方、発電事業者用情報端末T23は、発電設備G21の運転計画情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備G21に対して制御指令を出力する手段と、発電設備G21の出力情報を入力し、所定の演算を行った後、ネットワークNW1を介して前記PPSサーバSに送信するという発電設備G21に対する監視制御の目的に使用される。
端末T33と発電設備G31,端末T34と大口電力需要家L32の関係についても同様であるので、説明を省略する。
PPSサーバSについては、前記情報端末と同様入出力手段、演算手段、記憶手段および伝送手段等のハードウェアで構成されているが、電力会社より安定度情報をもらい、複数の発電設備間G21,G31間の出力調整を行うように、ソフトウェアによる以下の手段を備えている。すなわち、PPSサーバSは、前記各発電設備のノード位置情報を記憶する手段と、前記各発電設備の出力情報を入力する手段と、電力需要家の負荷の消費電力情報を入力する手段と、前記各発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記電力需要家の消費電力情報を用いて、前記発電設備の出力すべき合計値を演算すると共に、前記電力安定度情報をもとに前記発電設備ごとに出力すべき値を求める手段と、該手段により求めた前記各発電設備の出力すべき値に基づいて、前記各発電設備に対して制御指令を出力する手段とを達成している。
なお、前記「ノード位置情報」とは、電力設備が送配電系統と接続する位置に関する情報を意味し、電力託送業者と一般電気事業者との間で送配電系統への電力設備の接続地点を特定することのできる情報であれば十分である。したがって、系統図をもとに付された番号、記号や共通に使用されている電力設備の名称なども含む。
「電力託送業者」は、一般電気事業者(いわゆる10電力会社)の送配電系統を使用して電力需要家へ電力を供給する業者で、特定規模電気事業者(PPS)を含む。
図3は、前記PPSサーバS1、S2と電力会社との間に、ネットワークNWおよびエナジーネットサーバENSを介在させた場合の例を示す。ここで、エナジーネットは、複数のPPS間の電力融通のための情報提供等を行うシステムあるいはサービス業者という意味で用いる。エナジーネットサーバENSを介在させた場合、電力会社EPCOは個々の電力小売業者に発電指令を出す必要はなく、トータルの発電指令を出すだけで良い。個々電力小売業者に発電指令はエナジーネットサーバENSが出力する。したがって、図3の例では、図2におけるPPSサーバSの機能をエナジーネットサーバENSが負う。なお、本発明においては、前記PPSサーバSあるいはエナジーネットサーバENSを総称して、以下単にサーバ装置と呼ぶことにする。
(第2の実施の形態)
本実施の形態は、IPP,電力託送業者、時間により調整を行うことにより、電力需要家の負荷へ電力を供給する発電設備に対して、制御指令を出力する電力託送制御システムに係るものである。
このため、本実施の形態の電力託送制御システムは、前記発電設備のノード位置情報、運転計画情報および応答性能情報を記憶する手段と、前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記記憶している発電設備のノード位置情報と前記入力した電力安定度情報をもとに対応する発電設備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変更するように制御する手段とを備えるようにしている。
これを、図4で示した電力会社と発電事業者の発電機の出力を表した図を用いて説明すると、ある発電設備の当初の運転計画は、直線ADGの一定出力であり、また、この発電設備の応答性能は、出力減少方向はθ1、出力上昇方向はθ2であるとする。これらの情報を電力託送制御システムの記憶装置(手段)に保存すると共に、電力会社へも通知しておく。なお、応答性能に関する情報としては、制御指令の出力時点から、出力変化開始までの遅延時間も含めても良い。本実施の形態では、当該発電設備の遅延時間は極めて小さいものとして扱う。
電力託送支援システムは、電力会社からの電力安定度情報をもとに、出力を減少させ、かつ、同時同量制御間隔において、当初の運転計画の発電量を満足するように、出力を復帰させる。すなわち、当初計画に対して減少分(面積ABCD)と増加分(DEFG)の面積が等しくなるように運転調整をする。一方、電力会社の発電設備は、発電事業者の発電設備が出力上昇に転じる時点Cでは下降を開始する。
例えば、同時同量制御間隔を30分単位としたとき、電力会社の発電設備の応答性能が、発電事業者の発電設備の応答性能よりも10分程度の遅れ(同時同量間隔の1/2程度の遅れ)ならば、発電事業者の発電設備を電力安定化制御に使用しつつ同時同量制御も達成できる。
このように本実施形態によれば、発電事業者の発電設備を電力安定化制御に用いることにより、早く制御を開始することができ、電力会社は、このための応答性のよい設備を敢えて保有する必要が無くなり、保守管理の手間費用を削減することができる。
(第3の実施の形態)
本実施形態は、端末にて運転計画、サーバ装置により運転変更計画を指示するようにしたものである。このため、本実施形態は、図1において、電力需要家の負荷の電力情報を収集する需要家用監視制御端末T24、T34と、夫々異なるノードにつながる複数の発電設備G1、G2に対して制御指令を出力する発電事業者用監視制御端末T23、T33と、前記各監視制御端末とネットワークNW1を介してつながるサーバ装置Sとを有する電力託送制御システムにおいて、前記需要家用監視制御端末は、電力情報を収集して前記サーバ装置Sへ送信する手段を備え、前記発電事業者用監視制御端末は、発電設備の運転計画情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、発電設備の出力情報を入力して前記サーバ装置へ送信する手段と、を備え、前記サーバ装置は、各発電設備の運転計画情報と前記発電設備の接続されているノード位置情報を記憶する手段と、前記需要家用監視制御端末からの電力情報を受信する手段と、前記発電事業者用監視制御端末から送られてくる発電設備の出力情報を受信する手段と、前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記受信した発電設備の出力情報と需要家用監視制御端末からの電力情報、および、前記入力した電力安定度情報と前記記憶しているノード位置情報をもとに発電設備ごとの運転計画を変更する手段と、運転計画を変更すべき発電事業者用監視制御端末に対して前記運転計画の変更指令を送信する手段とを備え、前記発電事業者用監視制御端末では、前記サーバ装置から送られてくる運転計画の変更指令を受信して、該端末の記憶している運転計画情報を変更することができるようにした。なお、需要家用監視制御端末で収集した電力情報を発電事業者用監視制御端末に送り、発電事業者用監視制御端末で出力調整するようにしても良い。
(第4の実施の形態)
本実施形態は、図1において、端末T23、T33にて運転計画を行い、サーバ装置Sより運転計画変更指示を行うようにした電力託送制御システムであって、発電設備に対して制御指令を出力する発電事業者用監視制御端末と、前記各監視制御端末T23、T33とネットワークNW1を介してつながるサーバ装置Sとを有する。
前記発電事業者用監視制御端末T23、T33は、発電設備G1、G2の運転計画情報と応答性能情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備G1、G2に対して制御指令を出力する手段と、前記サーバ装置より電力安定度情報を受信する手段と、この受信した電力安定度情報をもとに発電設備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変更するように制御する手段とを備えている。
(第5の実施の形態)
本実施の形態は、図1から図3において、サーバ装置にノーダルコスト係数や、電力安定化情報として送電線アクセスコスト情報を入力するようにした電力託送制御システムである。
本実施の形態は、前記サーバ装置Sに各ノードの送電線アクセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶手段により記憶させ、前記電力安定度情報として送電線アクセスコスト情報を入力し、この送電線アクセスコスト情報と前記記憶しているノーダルコスト係数情報を用いて演算手段により該当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御指令を出力するようにしたものである。
以下、本実施の形態の概念から説明する。
前述した競争的な電力市場が形成されて行く中で、市場のモデルとして議論されてきたモデルは、Pool ModelとBilateral Modelに大別される。この発明の実施の形態では、発電会社EPCOと需要家間の託送サービス業者(仲介者)を介在させた取引を前提としたPool Modelに基づき、系統安定化制御システムの提供情報をノーダルプライスに反映させる方法を考察したものである。
既に説明した図1には、電力需要の多くを賄いかつ送電網を所有する電力会社EPCOと、託送サービスを行いう仲介者でもあるPPS、複数の発電事業者G21、G31および大口需要家L22,L32が示されている。送電網に供給信頼度上の問題がない範囲では、託送サービス業者(PPS)を仲介してPool内の以下の式(1)の均衡条件で決まる発電業者と需要家間の電力売買取引が行われると想定する。
【数1】
ここで
POi:発電事業者iの有効電力Active Power Output of Generator i
COi:発電事業者iのコスト関数Cost function of Generator i
PLj:Active Power Consumption of Customer j
CLj:Cost function of Customer j
λ:the price of electricity in the market mediated by the electricity retailer
託送料金は、託送サービス業者(PPS)から電力会社EPCOに支払われるが、電力会社EPCO側で決めた送電線アクセスコストは、送電地点によらず一律の値であるとする。電力会社の発電機および発電業者の発電機を含む送電網のn−1 security criterionに基づく過渡安定度面の供給信頼度は、電力会社が所有する安定化制御システムにより評価される。以下では、評価の結果、供給信頼度の問題が発見された場合を考える。
安定化制御システムにおいては、系統の単一事故時の安定性維持、あるいは安定度余裕度の確保のための予防制御の一手段として、供給信頼度向上のために望ましい発電機出力の振替が提示される。発電事業者の発電機が出力調整の対象に選ばれた時には、発電事業者の発電機を出力指令により直接制御するのではなく、価格シグナルとして発電地点ごとの送電線アクセスコストの変化分を市場に提示する。提示された変化分が市場に作用することで、託送サービス事業者(PPS)を介して間接的にPool Marketにおけるノーダルコスト発電地点ごとに変化し、結果的に望ましい発電機出力の再配分が促されることが期待できる。
但し、この発電機の出力調整(振替)においては、需要家へは一切影響を与えないことを前提として、需要家の消費量の変更や契約売電料金の変更を要求しないことにする。これは、(1)式で示す平衡点から、現在の発電出力において発電地点iのノーダルプライスρiを以下の式(2)ように変化させること、および発電調整後の新しい平衡点においては、結果的にノーダルプライスが平常時から変化しないことに相当する。
【数2】
ここで
ΔTRCi:発電地点iの送電線アクセスコストの増分
次に、過渡安定度の評価とGENERATION RESHEDULINGについて説明する。
日本国内で実用化されている過渡安定度制御システムの中央演算装置では、n−1 Security Criterionに基づく想定故障ごとのスクリーニング演算および詳細安定度計算が行われている。ここでは、中央演算装置から得られる情報としてスクリーニング演算の以下の式(3)で求められる加速エネルギー指標に注目した。
【数3】
ここで、
POi:故障発生直前の発電機iの有効出力
Pfi:故障発生時点の発電機iの有効出力
Mi:発電機iの慣性定数
ΔT:故障継続時間
上記式(3)式の第1項は、全発電機の加速エネルギーの総和を表す。第2項は慣性中心の加速エネルギーである。従って、AEは事故継続中に各発電機に蓄積された加速エネルギーのアンバランス量の総和を表す。
事前の詳細安定度計算によるケーススタディーの結果に基づき、AE値の閾値が求まる。AE値が増加して閾値に近づく程、安定度余裕が少なくなる。また、AE値が閾値を超えると不安定になる。従って、発電機出力の持ち替えにより、AE値を下げることができれば、不安定ケースを安定化したり、安定度余裕度を増やしたりできることになる。
ここで問題になるのは、どの発電機出力を増やし、どの発電機出力を減らせばAE値を下げられるかを見つけだす方法である。一般に過渡安定度は、発電機の運転状態と送電網の潮流混雑度に関わる非線形性な振る舞いを示すが、送電網の超高圧基幹送電線の潮流混雑度に相関がある場合が多い。そこで、以下に示す手順を用いて、AE値を下げるための発電調整の方向を、送電線混雑度緩和を目的としたDC計算による感度計算にから定め、次に必要な発電調整量を求める。
Step1:送電容量限界に最も近い基幹送電ルートの送電線混雑度緩和のための発電地点iの感度SiをDC計算により計算する。
Step2:感度Siの符号に応じて発電機出力を増減させることでAE値を下げること目的に、出力調整可能な発電地点iの出力増分ΔPGiに対するAEの減少分(−ΔAE)を求める。 このとき、需給バランス条件として(−ΔPGi)を感度SjがSiと符号が異なる発電機jに配分してから、AEを次式(4)で計算する。
【数4】
ここで、
j∈{∀(Si*Sj<0)}
Step3:AEの減少分(−ΔAE)がAE閾値を下回るか、または必要な安定度余裕度を満たす大きさとなるまで、Step1、Step2を繰り返す。
Step4:Step3の条件が満たされた時点の各発電機の出力調整量ΔPGiを発電出力の振替結果とする。
次に、ノーダルプライスについて説明する。
発電地点iの送電線アクセスコストの増分ΔTRCiを含めた発電機のコストCiを、次式(5)の通り2次関数で表すものとする。
【数5】
ここに、供給信頼度上の問題がない場合はΔTRCi=0とし、供給信頼度対策が必要な時点でΔTRCi≠0を与えることにする。発電地点iのノーダルプライスρiは、次式(6)で表される。
【数6】
(2)式と(5)式を比べると、供給信頼度上の問題がない時点の平衡点では、次式(7)である。
【数7】
供給信頼度上の問題発生時は、その対策としてΔTRCi≠0を与えることで供給信頼度対策として発電調整ΔPGiが行われて、新たな平衡点に到達する。
このとき、市場の売電コストを変動させない条件を加えると、新たな平衡点において、次式(8)が求められ、したがって、ΔTRCiは、ΔPGiから次式(9)で求められる。
【数8】
(第6の実施の形態)
本実施の形態は、サーバ装置にノーダルコスト係数や、電力安定化情報として発電設備の出力変化要求情報を入力するようにした電力託送制御システムである。本実施の形態は、図1ないし図3において、サーバ装置Sに各ノードの送電線アクセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶する手段と、前記電力安定度情報として発電出力変更要求情報を入力し、これらの情報をもとに、該当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、前記ノーダルコスト係数情報をもとに、送電線アクセスコストを演算して該演算結果を出力する手段とを備えている。
(第7の実施の形態);(請求項7)対応
本実施の形態は、コンピュータネットワークを通して発電事業者に代表される電力販売希望者および需要家に代表される電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法に関するものである。
この方法を達成するために、本実施の形態では、図5および図6で示すように、電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を受信する段階と、電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信する段階と、所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、電力会社に代表される一般電気事業者に通知する第1の調整段階と、電力販売希望者または電力購入希望者に対して前記第1の調整段階で求めた組み合わせに基づく売電許可情報または買電許可情報を通知する段階と、一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受信する段階と、前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再調整する第2の調整段階と、この第2の調整段階で一般電気事業者の電力供給要求を満足する場合は、この段階による組み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望者に対して、売電変更情報または買電変更情報を通知すると共に一般電気事業者に対して電力供給可能情報を通知し、一方、一般電気事業者の電力供給要求を満足しない場合は、一般電気事業者に電力供給不能情報を通知する段階とを備えるようにしている。
なお、前記一般電気事業者からの電力供給要求情報は、送電線アクセスコストとして受信する。
(第8の実施の形態)
本実施の形態は、コンピュータネットワークを通して発電事業者に代表される電力販売希望者および需要家に代表される電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法に関するものである。
この方法を達成するために、本実施の形態では、図5および図6で示すように、電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を受信する段階と、電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信する段階と、所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、一般電気事業者に通知する第1の調整段階と、一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受信する段階と、前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再調整する第2の調整段階と、前記第1の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売希望者の売電可能量と前記第2の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売希望者の売電可能量との間で差が生ずる場合は,当該差分に基づく価格を算出する段階と、一般電気事業者に対して前記算出した価格情報と電力供給可能量情報とを提示する段階と、一般電気事業者より決定情報を入力する段階と、当該決定情報に基づき、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再々調整する第3の調整段階と、一般電気事業者から電力供給情報の受信の無い場合は前記第1の調整段階による組み合わせに基づき、あるいは、一般電気事業者から電力供給情報の受信のある場合は前記第3の調整段階による組み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望者に対して、売電許可情報または買電許可情報を通知する段階とを備えている。
なお、前記一般電気事業者からの電力供給要求情報は、前述した第7の実施形態同様、送電線アクセスコストとして受信する。また、PPS内の発電事業者と電力需要家のほか、PPS自体、一般電気事業者も含まれる。
(第9の実施の形態)
本実施の形態は、コンピュータネットワークを通して発電事業者に代表される電力販売希望者および需要家に代表される電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法に関するものである。
この方法を達成するために、本実施の形態では、前記電力販売希望者または前記電力購入希望者が複数の一般電気事業者の送配電系統に接続している場合は、同一の一般事業者における売買取引量の合計が最大になるように、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを調整することを特徴とする電力取引方法である。
図5、図6は、電力託送制御による電力取引の処理プロセスを説明するためのフローチャートを示す。
図5において、ステップ1で発電事業者は、売電量・期間・単価の希望をPPSに提出し、需要者は買電量・期間・単価の希望をPPSに提出する。なお、ここで言う需要者とは大口需要者および一般需要者を含むものとする。次にステップ2において、PPSが自PPS内で行う発電事業者・需要家の組み合わせを仮決定する。
ステップ3において、PPSは更に、残りの発電事業者・需要家の希望をエナジーネットに連絡する。ステップ4において、発電事業者・需要家の希望のミスマッチを解消する商品(電力)及びその価格(リスクプレミアム)を決定する<基本メニューの考え方は、PPSに事前連絡すること>。
ステップ5において、発電事業者と需要家との組み合わせの仮決めを行う<基本的には、安い発電事業者と高い需要家を結びつける。送電線アクセスコストや地域振替コスト等、コスト評価方法のバリエーションが考えられる>。
ステップ6において、エナジーネットは系統情報を電力会社から入手し、ステップ7において系統運用上の潮流混雑・安定度を検討する。ステップ7において、エナジーネットが系統運用上の潮流混雑・安定度の検討を採用できない(NO)場合、ステップ5に戻り、系統運用上の潮流混雑・安定度の検討を採用できる(YES)場合は、テップステップ8に進み、発電事業者・需要家組み合わせ量・期間・単価決定し、ステップ9に進む。
図6において、ステップ9では、上記をPPSに、量を電力会社に連絡する。ステップ10において、電力会社は、系統運用上の潮流混雑・安定度を検討する。このステップ10において、検討結果を採用できない場合は、エナジーネットに給電指令を出すと共にステップ8に戻り、一方採用できる場合(YES)はステップ11へ進む。ステップ11において上記検討結果を系統運用計画に反映し、エナジーネットに連絡する。ステップ12において、エナジーネットは電力会社の検討結果をPPSに連絡する。
ステップ13において、PPSは、最終結果を発電事業者・需要家に連絡する。その後、ステップ14において、需要者は電力を消費し、PPS、エナジーネットおよび電力会社はそれぞれ消費電力を監視する。
ステップ15において、PPSは対象需要家の消費電力に合わせて30分同時同量を達成するべく発電事業者に発電指令を出す。
ステップ16において、発電事業者はPPSからの発電指令に合わせて発電し、PPS、エナジーネットおよび電力会社はそれぞれ発電電力を監視する。
ステップ17において、エナジーネットは、全体での30分同時同量監視し、必要に応じてPPS又は自発電所に発電指令を出力する。
以上述べたステップ1からステップ17までの一連の処理を通して、発電事業者、需要家、PPS、エナジーネット、及び電力会社間のキャッシュフローおよび取引による効果は図7に示すようになる。
先ず、キャッシュフローについて考察してみる。発電事業者は、電力を売ったことにより売電料金をPPSから受取り、需要家は、PPSへ電力購買料金を支払い、PPSは発電事業者に売電料金を支払い、需要家から売電料金を受領し、エナジーネットに対して託送料金を支払い(但し、送電線アクセスコストについては調整済み)、エナジーネットに対してはリスクプレミアムを支払う。
エナジーネットは、電力会社に託送料金(但し、送電線アクセスコストについては調整済み)を支払い、PPSからリスクプレミアムを受領する。そして電力会社は、エナジーネットから託送料金を受領する。
次に、各者の取引による効果について考察すると以下の通りである。
発電事業者にとって、予定外電力やピーク電力を安く買える可能性(メリット1)があり、給電指令を受ける可能性が低くなる(メリット2)。更に短時間単位での対応が可能になるためメリット1が増幅される(メリット3)。
需要家にとってみれば、予定外売電可能電力やピーク電力を高く売れる可能性があり(メリット1)、給電指令を受ける可能性が低くなる(メリット2)。更に、短時間単位での対応が可能になるためメリット1が増幅される(メリット3)。
また、PPSにとっては、取引電力の増加(メリット1)、給電指令を受ける可能性が低くなる(メリット2)。短時間単位での対応が可能になるためメリット1が増幅される(メリット3)。
エナジーネットにとっては、発電事業者・需要家のニーズ発生頻度が大きくなるので、少ないプレーヤ数で取引市場が成り立つ(メリット3)。
最後に、電力会社にとっては、ある程度のアンシラリー機能やピーク電源機能を分担してもらえる(メリット1)、系統運用上問題の少ない発電事業者と需要家との組み合わせが選定される(メリット2)。短時間単位での対応が可能になるためメリット1が増幅される(メリット3)。
また、以上述べたステップ1からステップ17までの一連の処理をすることによって、発電事業者の評価単価をできるだけ下げるために、同一地域内での発電事業者と需要家との組み合わせを指向するため、送電ロスが少なくなるという、技術的な効果を奏することができる。
次に示す図8は、実需のみに関する市場価格決定メカニズムを示す図である。Diは需要者、Sjは供給者、ENはエナジーネットを意味する。
この図からは、繰返しごとの市場価格Pnt0+Δに見合った電力量Qnt0+Δが、入札価格の低い順にマッチングしていく様子がわかる。
N回目までの間に需給マッチングできなかった需要・供給量残量については、n+1回目の新価格で再度入札を行う。これを、t0−Δ−δ迄繰返し需給のマッチングを行う。これにより、システム余裕時間δを活用して残った需給のミスマッチ分を解消する。t0+Δ−δとt0+Δの間にENは最終調整を行う。入札された全電力量でマッチングされていない量について、最後のバランスプライスで需要側に配分し、計画段階での同時同量を確保する。
更に、図9は、金融市場価格決定メカニズム(潜在能力のオプション化)を示す図である。なお、ここでは、PPSが2社あり、一方は供給者(PPSA)、他方が需要者(PPSB)となった場合を示す。
需要者(PPSB)は管内の販売先の需要が十分見込まれるが、自らの供給電力量が不足している場合、この不足分について他のPPSAがオプション販売している余裕電力をオプション購入し、自らの需要家に販売する。
【発明の効果】
以上述べたように本発明によれば、発電事業者にとって、予定外電力やピーク電力を安く買える可能性があり、給電指令を受ける可能性が低くなる。更に短時間単位での対応が可能になるため、予定外電力やピーク電力を更に安く買える可能性がある。需要家にとってみれば、予定外売電可能電力やピーク電力を高く売れる可能性があり、給電指令を受ける可能性が低くなる。更に、短時間単位での対応が可能になるため、予定外売電可能電力やピーク電力を更に高く売れる可能性がある。また、PPSにとっては、取引電力の増加、給電指令を受ける可能性が低くなる。短時間単位での対応が可能になるため、更なる取引電力の増加が期待できる。エナジーネットにとっては、発電事業者・需要家のニーズ発生頻度が大きくなるので、少ないプレーヤ数で取引市場が成り立つ。電力会社にとっては、ある程度のアンシラリー機能やピーク電源機能を分担してもらえ、系統運用上問題の少ない発電事業者と需要家との組み合わせが選定される。
なお、発電事業者の評価単価をできるだけ下げるために、同一地域内での発電事業者と需要家との組み合わせを指向するため、送電ロスが少なくなるという技術的な効果を奏することもできる。
【図面の簡単な説明】
【図1】本発明のシステムの全体構成を示す図。
【図2】端末およびPPSサーバを詳細にして示す図。
【図3】PPSサーバと電力会社との間にエナジーネットのサーバを介在させた場合の構成図。
【図4】 電力会社と発電事業者の発電機の出力を表した図。
【図5】電力取引のフローチャート。
【図6】電力取引のフローチャート。
【図7】電力取引による各プレーヤの効果を示す図。
【図8】実需のみに関する市場価格決定メカニズムを示す図。
【図9】金融市場価格決定メカニズムを示す図。
【符号の説明】
G1,G2…発電設備、B1〜B9…ブランチ、N1〜N16…ノード、T23、T24、T33,T34…情報端末、L5、L6、L22、L23、…需要家、NW,NW1,NW2…ネットワーク、S、S1,S2,ENS…サーバ装置、EPCO…電力会社。
Claims (10)
- 電力需要家の負荷へ電力を供給するため、夫々異なるノードにつながる複数の発電設備に対して制御指令を出力する電力託送制御システムにおいて、
前記各発電設備のノード位置情報を記憶する手段と、
前記各発電設備の出力情報を入力する手段と、
電力需要家の負荷の消費電力情報を入力する手段と、
前記各発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、
前記電力需要家の消費電力情報を用いて、前記発電設備の出力すべき合計値を演算すると共に、前記電力安定度情報をもとに前記発電設備ごとに出力すべき値を求める手段と、
該手段により求めた前記各発電設備の出力すべき値に基づいて、前記各発電設備に対して制御指令を出力する手段と、
を備えたことを特徴とする電力託送制御システム。 - 電力需要家の負荷へ電力を供給するため、発電設備に対して制御指令を出力する電力託送制御システムにおいて、
前記発電設備のノード位置情報、運転計画情報および応答性能情報を記憶する手段と、
前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、
前記記憶している発電設備のノード位置情報と前記入力した電力安定度情報をもとに対応する発電設備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変更するように制御する手段と、
を備えたことを特徴とする電力託送制御システム。 - 電力需要家の負荷の電力情報を収集する需要家用監視制御端末と、夫々異なるノードにつながる複数の発電設備に対して制御指令を出力する発電事業者用監視制御端末と、前記各監視制御端末とネットワークを介してつながるサーバ装置とを有する電力託送制御システムにおいて、
前記需要家用監視制御端末は、電力情報を収集して前記サーバ装置へ送信する手段を備え、
前記発電事業者用監視制御端末は、発電設備の運転計画情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、発電設備の出力情報を入力して前記サーバ装置へ送信する手段と、を備え、
前記サーバ装置は、各発電設備の運転計画情報と前記発電設備の接続されているノード位置情報を記憶する手段と、前記需用家用監視制御端末からの電力情報を受信する手段と、前記発電事業者用監視制御端末から送られてくる発電設備の出力情報を受信する手段と、前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記受信した発電設備の出力情報と需用家用監視制御端末からの電力情報、および、前記入力した電力安定度情報と前記記憶しているノード位置情報をもとに発電設備ごとの運転計画を変更する手段と、運転計画を変更すべき発電事業者用監視制御端末に対して前記運転計画の変更指令を送信する手段と、を備え、
前記発電事業者用監視制御端末では、前記サーバ装置から送られてくる運転計画の変更指令を受信して、該端末の記憶している運転計画情報を変更することを特徴とする電力託送制御システム。 - 発電設備に対して制御指令を出力する発電事業者用監視制御端末と、前記各監視制御端末とネットワークを介してつながるサーバ装置とを有する電力託送制御システムにおいて、
前記発電事業者用監視制御端末は、発電設備の運転計画情報と応答性能情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、前記サーバ装置より電力安定度情報を受信する手段と、この受信した電力安定度情報をもとに発電設備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変更するように制御する手段と、
を備えたことを特徴とする電力託送制御システム。 - 請求項3または4記載の電力託送制御システムにおいて、前記サーバ装置に各ノードの送電線アクセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶する手段を設け、前記電力安定度情報として送電線アクセスコスト情報を入力し、この送電線アクセスコスト情報と前記記憶しているノーダルコスト係数情報を用いて該当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御指令を出力することを特徴とする電力託送制御システム。
- 請求項3または4記載の電力託送制御システムにおいて、前記サーバ装置に各ノードの送電線アクセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶する手段と、前記電力安定度情報として発電出力変更要求情報を入力し、該情報をもとに、該当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、前記ノーダルコスト係数情報をもとに、送電線アクセスコストを演算して該演算結果を出力する手段と、を備えたことを特徴とする電力託送制御システム。
- コンピュータネットワークを通して電力販売希望者および電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法において、
電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を受信する段階と、
電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信する段階と、
所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、一般電気事業者に通知する第1の調整段階と、
電力販売希望者または電力購入希望者に対して前記第1の調整段階で求めた組み合わせに基づく売電許可情報または買電許可情報を通知する段階と、
一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受信する段階と、
前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再調整する第2の調整段階と、
この第2の調整段階で一般電気事業者の電力供給要求を満足する場合は、この段階による組み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望者に対して、売電変更情報または買電変更情報を通知すると共に一般電気事業者に対して電力供給可能情報を通知し、一方、一般電気事業者の電力供給要求を満足しない場合は、一般電気事業者に電力供給不能情報を通知する段階と、
を備えたことを特徴とする電力取引方法。 - コンピュータネットワークを通して電力販売希望者および電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法において、
電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を受信する段階と、
電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信する段階と、
所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、一般電気事業者に通知する第1の調整段階と、
一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受信する段階と、
前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再調整する第2の調整段階と、
前記第1の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売希望者の売電可能量と前記第2の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売希望者の売電可能量との間で差が生ずる場合は,当該差分に基づく価格を算出する段階と、
一般電気事業者に対して前記算出した価格情報と電力供給可能量情報とを提示する段階と、
一般電気事業者より決定情報を入力する段階と、
当該決定情報に基づき、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再々調整する第3の調整段階と、
一般電気事業者から電力供給情報の受信の無い場合は前記第1の調整段階による組み合わせに基づき、あるいは、一般電気事業者から電力供給情報の受信のある場合は前記第3の調整段階による組み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望者に対して、売電許可情報または買電許可情報を通知する段階と、
を備えたことを特徴とする電力取引方法。 - 請求項7または8記載の電力取引方法において、前記所定の条件は、前記電力販売希望者または前記電力購入希望者が複数の一般電気事業者の送配電系統に接続している場合は、同一一般事業者における売買取引量の合計が最大になるように電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを調整することを特徴とする電力取引方法。
- 請求項7または8記載の電力取引方法において、一般電気事業者からの電力供給要求情報は、送電線アクセスコストとして受信することを特徴とする電力取引方法。
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