JP4148668B2

JP4148668B2 - Power generation system

Info

Publication number: JP4148668B2
Application number: JP2001320816A
Authority: JP
Inventors: 詳明山崎; 泰基久保田; 幹也石井
Original assignee: Osaka Gas Co Ltd
Current assignee: Osaka Gas Co Ltd
Priority date: 2001-10-18
Filing date: 2001-10-18
Publication date: 2008-09-10
Anticipated expiration: 2021-10-18
Also published as: JP2003134889A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力小売事業者または発電事業者によって使用される発電システムに関し、より特定的には、複数の発電機を制御して、時間的に変動する需要量に一致した電力を規定時間ごとに発生させる発電システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来、発電事業は電力会社のみによって行われてきたが、近年の規制緩和に伴い、電力会社以外の事業体が電力小売事業を行うことが認められるようになった。電力小売事業者は、複数の電力需要家および複数の発電事業者との間で電力の需給に関する契約を結び、電力需要家における電力需要を満たすように、発電事業者が所有する発電機を制御する。発電機から需要家までの電力の搬送には、電力会社が所有する既存の電力送電網が使用される。
【０００３】
電力小売事業者は、電力会社との間で電力送電網の使用に関する契約を結ぶ。この契約では、電力小売事業者は、電力需要家における電力需要の総量と発電事業者における発電量の総量とが規定時間（例えば、３０分）ごとに一致するように発電することを要求される。より具体的にいうと、発電量が需要量より少ない場合には、電力小売事業者は電力会社に対してペナルティー料を支払い、発電量が需要量より多い場合でも、需要量を上回る電力については、電力小売事業者は電力会社から非常に安い対価しか受け取ることができない旨の契約がなされる。
【０００４】
電力小売事業者は、一つの選択肢として、発電量が常に需要量を上回るように発電機を制御してもよい。しかし、需要量を上回る発電を行っても、電力会社からは非常に安い対価しか受け取ることができないので、発電コストが高くなる。したがって、電力小売事業者は、発電コストを抑えるため、規定時間ごとに需要量と発電量とが一致するように発電機を制御する必要が生じる。以下、この制御を「同時同量制御」という。同時同量制御については、本出願人によって、例えば特願２０００−２７１６４２号などが既に出願されている。
【０００５】
図１６は、同時同量制御を行う電力小売事業システムの構成を示すブロック図である。図１６において、小売事業者システム１９は、需要入力装置２１および発電機制御装置３９とそれぞれ通信回線で接続されており、翌日運転計画管理と当日運転指令とを行う。翌日運転計画管理では、小売事業者システム１９は、１日に１度、需要家における翌日の需要計画４１を受信し、これに基づき発電機３２の運転計画４２を作成する。当日運転指令では、小売事業者システム１９は、５分ごとに、電力メータ２３によって測定された需要家設備２２における受電量４３と、電力メータ３３によって測定された発電機３２における発電量４４とを受け取り、これらの値に基づき発電機３２の運転計画４２を作成する。運転計画４２は、受電量４３と発電量４４とが一致するように作成される。発電機制御装置３９は、小売事業者システム１９から運転計画４２を受信し、これに基づき発電機３２を制御する。このように発電機３２を制御することにより、電力小売事業に必要とされる同時同量制御を行うことができる。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、上述したように測定した受電量と発電量とに基づき所定の時間間隔で運転計画を作成するだけでは、高い精度で同時同量制御を行うことができないという問題がある。例えば、図１６に示すシステムでは、需要家設備２２における受電量４３が変動した場合や、発電機３２に異常が生じた場合でも、小売事業者システム１９は、直ちに需要量の変動や異常発生を認識できない。このため、発電機３２の運転計画４２は、次に当日運転指令を行うタイミングまで修正されない。
【０００７】
また、発電事業者が所有する発電機３２は、多くの場合、電力小売事業専用に設けられたものではなく、工場などに設置された自家発電用の発電機である。したがって、実際には、発電機３２によって発生させた電力のうち自家消費分を除いた電力が、電力小売事業用に供給される。小売事業者システム１９は、自家消費分の電力量を考慮して発電機３２の運転計画４２を作成するが、自家消費分の電力量は工場の稼働状況などにより実時間で変動する。このため、発電機３２から運転計画４２で指示された電力を供給できない場合が起こりうる。
【０００８】
このような場合に、測定した受電量と発電量とに基づき所定の時間間隔で運転計画を作成するだけでは、高い精度で同時同量制御を行うことができない。このため、電力会社に対して支払うペナルティー料が多くなり、電力小売事業者における発電コストが高くなる。
【０００９】
それ故に、本発明は、高い精度で同時同量制御を行い発電コストを低減させることにより、電力小売事業および発電事業の事業性を向上させる、電力小売事業用および発電事業用の発電システムを提供することを目的とする。
【００１０】
【課題を解決するための手段および発明の効果】
第１の発明は、相互に通信可能に接続されたセンターシステムと複数の発電施設システムとを備え、時間的に変動する需要量と一致した電力を規定時間ごとに発生させる発電システムであって、
各発電施設システムは、
電力を発生させる発電機と、
センターシステムから受信した運転計画に基づき発電機を制御するとともに、発電機の異常を検知したときに異常情報をセンターシステムに送信する制御装置とを含み、
センターシステムは、
需要量を取得する需要量取得手段と、
需要量取得手段が取得した需要量に応じて、規定時間における各発電機における発電量の和と当該規定時間における需要量とが一致するように、各発電機の運転計画を作成する運転計画作成手段と、
発電施設システムから異常情報を受信した時点で規定時間内の各発電機における発電量の和と需要量とが一致するように、各発電機の運転計画を補正する運転計画補正手段と、
運転計画作成手段および運転計画補正手段で求めた各発電機の運転計画を、各発電施設システムに送信する運転計画送信手段とを含み、
制御装置は、各発電機の実際の発電量を所定時間間隔で検知し、各発電機の実際の発電量と需要量との差の積分値が閾値を超えた場合、異常情報としてセンターシステムに送信し、
運転計画補正手段は、発電施設システムから異常情報を受信したときに、規定時間が終了するまでの残り時間において発電量の不足量が補えるように、各発電機の運転計画を補正することを特徴とする。
【００１１】
このような第１の発明によれば、発電施設システムは、発電機の異常を検知したときに異常情報を送信し、センターシステムは、取得した需要量に応じて運転計画を作成するとともに、異常情報を受信したときには発電機の運転計画を補正して送信する。このように発電施設システムで、時間的に変動する需要量に応じて運転計画を作成し、発電機の異常を検知したときには直ちに運転計画を補正する。つまり、実際の発電量が実時間で変動する場合や、実際の発電量と指示された発電量との不一致が規定時間の途中で発生しても、指示値と実績値との不一致を早期に検出し、直ちに発電機の運転計画を補正することにより、高い精度で同時同量制御を行い、電力小売事業および発電事業における発電コストを低減させることができる。したがって、第１の発明に係る発電システムを用いることにより、電力小売事業および発電事業の事業性を向上させ、これらの事業を円滑に継続することができる。また、発電機の異常は、各発電施設システムで検知されるので、センターシステムの処理負荷を軽減することができる。
【００１６】
第２の発明は、第１の発明において、運転計画補正手段は、異常状態となった発電機の実際の発電量と、運転計画においてその発電機に対して指示された発電量との規定時間終了時点における差について、その発電機を制御しても補正できないと判断した場合には、求めた発電量の差が、その発電機以外の発電機による発電によって補償されるように、各発電機の運転計画を補正することを特徴とする。
【００１７】
このような第２の発明によれば、異常発電機における指令値と実績値との間の不一致は、異常発電機を制御しても補正できない場合には、他の発電機による発電によって補償される。したがって、発電機に異常が生じたときでも、高い精度で同時同量制御を行い、電力小売事業および発電事業における発電コストを低減させることができる。したがって、第２の発明に係る発電システムを用いることにより、電力小売事業および発電事業の事業性を向上させ、これらの事業を円滑に継続することができる。
【００１８】
第３の発明は、第１の発明において、運転計画補正手段は、異常情報を受信したときに加えて、利用者から計画補正指示が入力されたときに、各発電機の運転計画を補正することを特徴とする。
【００１９】
このような第３の発明によれば、センターシステムのオペレータが必要と判断したときにも、発電機の運転計画を補正することができる。このため、発電施設システムで検知したタイミング以外でも、必要に応じて発電機の運転計画の補正を指示することができる。
【００２０】
第４の発明は、第１の発明において、センターシステムと発電施設システムとは、通信回線で常時接続されていることを特徴とする。
【００２１】
このような第４の発明によれば、発電機に異常が生じたときに、異常情報は直ちにセンターシステムに到達し、補正された発電計画は直ちに発電施設システムに到達する。また、需要量が変動したときにも、運転計画の補正を迅速に行える。これにより、高い精度で同時同量制御を行い、電力小売事業および発電事業における発電コストを低減させることができる。したがって、第４の発明に係る発電システムを用いることにより、電力小売事業および発電事業の事業性を向上させ、これらの事業を円滑に継続することができる。
【００２２】
【発明の実施の形態】
（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態に係る発電システムを含んだ電力小売事業システムの構成を示すブロック図である。図１に示すシステムは、電力送電網１、小売事業者システム１１、発電事業者システム１２、需要入力装置２１、需要家設備２２、発電機制御装置３１、発電機３２、および、電力メータ２３と３３を備え、電力小売事業から発電事業を分離して行う場合に使用される。図１において、本実施形態に係る発電システムは、発電事業者システム１２、発電機制御装置３１、発電機３２、および、電力メータ３３を含んでいる。なお、図１では省略されているが、この電力小売事業システムには複数の需要家設備と複数の発電機とが含まれる。
【００２３】
典型的なシステムでは、需要入力装置２１は、需要家設備２２の近くに、例えば同一構内に設置される。同様に、発電機制御装置３１は、発電機３２の近くに設置される。小売事業者システム１１と発電事業者システム１２とは、それぞれ、需要入力装置２１および発電機制御装置３１から離れた場所に設置される。需要入力装置２１と小売事業者システム１１との間、小売事業者システム１１と発電事業者システム１２との間、および、発電事業者システム１２と発電機制御装置３１との間は、それぞれ、通信ネットワーク（図示せず）によって接続される。より好ましくは、発電事業者システム１２と発電機制御装置３１との間は、ブロードバンドの通信ネットワークによって常時接続される。
【００２４】
図１に示すシステムでは、以下のようにして、需要家設備２２で必要とされる電力が発電機３２から供給される。需要家設備２２と発電機３２とは、いずれも、電力会社が所有する電力送電網１に接続される。需要家設備２２は、必要に応じて電力送電網１から電力の提供を受ける。発電機３２は、発電機制御装置３１からの制御に従って電力を発生させ、発生させた電力を電力送電網１に供給する。電力メータ２３と３３とは、それぞれ、需要家設備２２における受電量４３と発電機３２における発電量４４とを測定する。
【００２５】
小売事業者システム１１は、需要入力装置２１から翌日の需要計画４１を受信し、電力メータ２３から受電量４３を受け取る。小売事業者システム１１は、所定の時間間隔で、翌日の需要計画４１と受電量４３とに基づき需要量４５を算出し、求めた需要量４５を発電事業者システム１２に送信する。発電事業者システム１２は、受信した需要量４５に基づき各発電機３２の運転計画４２を作成し、各発電機制御装置３１に送信する。発電機制御装置３１は、受信した運転計画４２に基づき発電機３２を制御する。
【００２６】
発電機３２は、典型的には、工場などに設置された自家発電用の発電機である。発電機３２は、発電機制御装置３１からの制御に従って電力を発生させる。発生させた電力の所定の部分は同一構内に設置された工場設備（図示せず）で自家用に消費され、自家消費分を除いた電力が電力送電網１に供給される。したがって、発電機３２で発生させた電力から自家消費分の電力を除いた電力量が、電力小売事業用に供給される。自家消費分の電力は、概ね１日単位で一定のパターンに従って変動するが、工場設備の稼働状況によっては予定したパターンを逸脱して変動する場合もある。
【００２７】
上述したように、本実施形態に係る発電システムは、発電事業者システム１２、発電機制御装置３１、発電機３２、および、電力メータ３３を含んでいる。この発電システムは、発電機制御装置３１が発電機３２の異常状態を検出して異常情報４６を送信し、発電事業者システム１２は、受信した需要量４５に基づき発電機３２の運転計画４２を作成するとともに、受信した異常情報４６に基づき発電機３２の運転計画４２を動的に補正することを特徴としている。以下、発電システムの詳細について説明する。
【００２８】
図２は、発電事業者システム１２の詳細な構成を示すブロック図である。図２に示すように、発電事業者システム１２は、コマンド入力部５１、異常情報受信部５２、需要量受信部５３、供給量受信部５４、制約設定部５５、発電機データベース５６、運転計画作成部５７、運転計画送信部５８、および、表示部５９を備える。
【００２９】
通常の処理状態では、需要量受信部５３、供給量受信部５４、発電機データベース５６、運転計画作成部５７、および、運転計画送信部５８が、それぞれ次のように動作している。需要量受信部５３は、所定の時間間隔で小売事業者システム１１から需要量４５を受信する。供給量受信部５４は、電力メータ３３から、発電機３２における実際の発電量４４を受け取る。発電機データベース５６は、各発電機３２の特性や発電コスト計算のために必要なデータなどを蓄積している。運転計画作成部５７は、発電機データベース５６に蓄積されたデータを参照して、需要量４５と発電量４４とに基づき、各発電機３２の運転計画４２を作成する。運転計画送信部５８は、各発電機制御装置３１に対して、作成した運転計画４２を送信する。
【００３０】
一方、発電機３２に異常が生じたときには、異常情報受信部５２、制約設定部５５、運転計画作成部５７、および、運転計画送信部５８が動作する。異常情報受信部５２は、発電機制御装置３１から異常情報４６を受信する。制約設定部５５は、受信した異常情報４６に基づき、発電機データベース５６に蓄積されたデータを更新し、運転計画作成部５７に対して計画作成条件を設定する。運転計画作成部５７は、新たに設定された制約条件に従い、各発電機３２の運転計画４２を補正する。すなわち、運転計画作成部５７は、更新された発電機データベース５６の内容を参照して、設定された運転作成条件のもとで、各発電機３２の運転計画４２を再び作成する。運転計画送信部５８は、各発電機制御装置３１に対して、補正後の運転計画４２を送信する。
【００３１】
コマンド入力部５１と表示部５９とは、発電事業者システム１２を監視および操作するために設けられている。コマンド入力部５１は、発電事業者システム１２に対してコマンドを入力するための入力装置である。表示部５９は、図３に示すように、運転計画４２と発電量４４とを発電機３２ごとに対比して表示する。図３に示す画面の例では、６機の発電機Ａ〜Ｆのそれぞれについて、３０分間の運転計画と現在時刻までの発電量が表示されている。図３において、三角印は現在時刻を、黒丸印は現在時刻における発電量を、値Ｐａ〜Ｐｆは運転計画において指示された発電量の指令値を、値Ｑａ〜Ｑｆは発電量の実績値を示している。
【００３２】
図４は、発電機制御装置３１の詳細な構成を示すブロック図である。図４に示すように、発電機制御装置３１は、運転計画受信部６１、運転計画蓄積部６２、発電機インターフェイス部６３、異常状態検出部６４、および、異常情報送信部６５を備える。発電機制御装置３１は、発電機３２における発電量を制御するとともに、発電機３２の異常を検知して、異常情報４６を発電事業者システム１２に対して送信する。
【００３３】
図４において、運転計画受信部６１は、発電事業者システム１２から運転計画４２を受信する。運転計画蓄積部６２は、受信した運転計画４２を蓄積する。発電機インターフェイス部６３は、運転計画蓄積部６２に蓄積された運転計画に基づき、発電機３２における発電量を制御する。異常状態検出部６４は、運転計画蓄積部６２に蓄積された運転計画と、電力メータ３３から受け取った発電量４４とに基づき、発電機３２に異常が発生したか否かを検査し、異常を検知したときには異常情報４６を出力する。異常情報送信部６５は、異常情報４６を発電事業者システム１２に対して送信する。発電事業者システム１２と発電機制御装置３１とがブロードバンドの通信ネットワークで常時接続されている場合、異常情報４６は、直ちに発電事業者システム１２に到達する。
【００３４】
このように本実施形態に係る発電システムでは、発電機制御装置３１が発電機３２の異常を検知して異常情報４６を送信し、発電事業者システム１２は受信した需要量４５に基づき発電機３２の運転計画４２を作成するとともに、受信した異常情報４６に基づき直ちに発電機３２の運転計画４２を補正する。したがって、高い精度で同時同量制御を行い、発電事業における発電コストを低減させることができる。
【００３５】
また、発電事業者システム１２は、オペレータからコマンドが入力されたときに、発電機３２の運転計画４２を補正してもよい。表示部５９には、各発電機３２の運転計画４２と実際の発電量４４とが表示されるので、オペレータは、発電機に異常が生じたことを検知できる。コマンドが入力されたときには、発電事業者システム１２は、異常情報４６を受信したときと同様の処理を行えばよい。
【００３６】
以下、図５ないし図９に示すフローチャートを用いて、発電システムの動作を説明する。まず、図５および図６を用いて翌日運転計画管理について説明し、次に、図７および図８を用いて当日運転指令について説明し、その後、図９を用いて運転計画の動的補正について説明する。
【００３７】
翌日運転計画管理は、１日に１度、所定の時刻に行われる。小売事業者システム１１は、需要家設備２２における翌日の需要計画４１を需要入力装置２１から受信し、受信した需要計画を集計して翌日の需要量を求める。求めた翌日の需要量は、発電事業者システム１２に送信される。
【００３８】
図５は、発電事業者システム１２における翌日運転計画管理の処理を示すフローチャートである。発電事業者システム１２では、始めに、需要量受信部５３が、小売事業者システム１１から翌日の需要量４５を受信する（ステップＳ１０１）。次に、需要量受信部５３は、受信した翌日の需要量が発電機３２の特性や契約上の上下限値や各時刻間の送電変動幅などの制約を満たすか否かを検査し、翌日の需要量を承認する旨を小売事業者システム１１に通知する（ステップＳ１０２）。受信した翌日の需要量は、運転計画作成部５７に出力される。次に、運転計画作成部５７が、翌日の需要量を満たすように、各発電機３２について翌日１日分の運転計画４２を作成する（ステップＳ１０３）。ステップＳ１０３の処理では、運転計画作成部５７は、発電機データベース５６に蓄積された発電機３２の特性や発電コスト計算のためのデータを参照して、翌日の需要量を満たし、かつ、発電コストが最小となるように運転計画４２を作成する。作成された運転計画４２は、運転計画送信部５８に出力される。次に、運転計画送信部５８が、各発電機制御装置３１に対して、作成した翌日１日分の運転計画４２を送信する（ステップＳ１０４）。以上をもって、発電事業者システム１２は、翌日運転計画管理の処理を終了する。
【００３９】
図６は、発電機制御装置３１における翌日運転計画管理の処理を示すフローチャートである。発電機制御装置３１では、始めに、運転計画受信部６１が、発電事業者システム１２から翌日１日分の発電機３２の運転計画４２を受信する（ステップＳ２０１）。この際、運転計画受信部６１は、制御対象である発電機３２の運転計画４２のみを受信すればよい。次に、運転計画受信部６１は、受信した翌日の運転計画４２が発電機３２の特性などの制約を満たすか否かを検査し、翌日の運転計画４２を承認する旨を発電事業者システム１２に通知する（ステップＳ２０２）。受信した翌日の運転計画４２は、運転計画蓄積部６２に出力される。次に、運転計画蓄積部６２は、出力された翌日の運転計画を蓄積する（ステップＳ２０３）。以上をもって、発電機制御装置３１は、翌日運転計画管理の処理を終了する。
【００４０】
当日運転指令は、高い精度で同時同量制御を行うことを目的として、同時同量制御の規定時間よりも短い時間間隔で行われる。本実施形態では、同時同量制御の規定時間を例えば３０分とし、当日運転指令処理を行う時間間隔を例えば５分とする。小売事業者システム１１は、５分ごとに、電力メータ２３から受け取った受電量４３を集計し、今後３０分間の需要量を求める。求めた今後３０分間の需要量４５は、発電事業者システム１２に送信される。
【００４１】
図７は、発電事業者システム１２における当日運転指令の処理を示すフローチャートである。発電事業者システム１２では、始めに、需要量受信部５３が、小売事業者システム１１から今後３０分間の需要量４５を受信する（ステップＳ３０１）。次に、運転計画作成部５７が、今後３０分間の需要量４５を満たすように、各発電機３２について、今後３０分間の運転計画４２を作成する（ステップＳ３０２）。ステップＳ３０２の処理では、運転計画作成部５７は、上述したステップＳ１０３と同様に、発電機データベース５６に蓄積された発電機３２の特性や発電コスト計算のためのデータを参照して、今後３０分間の需要量を満たし、かつ、発電コストが最小となるように運転計画４２を作成する。作成された運転計画４２は、運転計画送信部５８に出力される。次に、運転計画送信部５８が、各発電機制御装置３１に対して、作成した今後３０分間の運転計画４２を送信する（ステップＳ３０３）。以上をもって、発電事業者システム１２は、当日運転指令の処理を終了する。
【００４２】
図８は、発電機制御装置３１における当日運転指令の処理を示すフローチャートである。発電機制御装置３１では、始めに、運転計画受信部６１が、発電事業者システム１２から今後３０分間の発電機３２の運転計画４２を受信する（ステップＳ４０１）。この際、運転計画受信部６１は、ステップＳ２０１と同様に、制御対象である発電機３２の運転計画４２のみを受信すればよい。受信した今後３０分間の運転計画４２は、運転計画蓄積部６２に出力される。次に、運転計画蓄積部６２は、出力された今後３０分間の運転計画を蓄積する（ステップＳ４０２）。
【００４３】
次に、異常状態検出部６４が、運転計画蓄積部６２に蓄積された運転計画と、電力メータ３３から受け取った発電量４４とに基づき、発電機３２に異常が生じたか否かを検査し、異常が生じたときには異常情報４６を作成する（ステップＳ４０３）。異常情報送信部６５は、発電機３２の異常が検知されたときには（ステップＳ４０４のｙｅｓ）、異常情報４６を発電事業者システム１２に対して送信する（ステップＳ４０５）。以上をもって、発電機制御装置３１は、当日運転指令の処理を終了する。
【００４４】
発電機制御装置３１は、翌日運転計画管理と当日運転指令の処理を定期的に行うことに加えて、常に発電機監視処理を行う。より詳細には、異常状態検出部６４が、運転計画蓄積部６２に蓄積された運転計画と、電力メータ３３から受け取った発電量４４とに基づき、発電機３２に異常が生じたか否かを繰り返し検査し、異常を検知したときには異常情報４６を作成する。異常情報送信部６５は、作成された異常情報４６を発電事業者システム１２に対して送信する。
【００４５】
これに対応して、発電事業者システム１２は、翌日運転計画管理と当日運転指令の処理を定期的に行うことに加えて、異常情報を受信して発電機の運転計画を補正する処理を繰り返す。図９は、発電事業者システム１２における発電機の動的補正処理を示すフローチャートである。異常情報受信部５２が異常情報４６を受信したときには、発電事業者システム１２の制御は、ステップＳ５０２へ進む（ステップＳ５０１のｙｅｓ）。この場合は、制約設定部５５が、受信した異常情報４６に基づき、発電機データベース５６の内容を更新し、運転計画作成部５７に計画作成条件を設定する（ステップＳ５０２）。また、コマンド入力部５１が入力を受け付けたときには（ステップＳ５０３のｙｅｓ）、発電事業者システム１２の制御は、ステップＳ５０４へ進む。この場合、制約設定部５５は、入力されたコマンドに基づき、発電機データベース５６の内容を更新し、運転計画作成部５７に計画作成条件を設定する（ステップＳ５０４）。
【００４６】
次に、運転計画作成部５７が、更新された計画作成条件のもとで、各発電機３２について、同時同量制御の規定時間（３０分）までの残り時間の運転計画を作成する（ステップＳ５０５）。例えば、同時同量制御を行ってから５分経過している場合には、運転計画作成部５７は、残り２５分間の運転計画を作成する。ステップＳ５０５の処理により、発電機３２の運転計画４２は、異常情報４６またはコマンド入力に基づき動的に補正されたことになる。次に、運転計画送信部５８が、各発電機制御装置３１に対して、同時同量制御の規定時間（３０分）までの残り時間の補正後の運転計画４２を送信する（ステップＳ５０６）。次に、発電事業者システム１２の制御は、ステップＳ５０１へ戻る。これにより、発電事業者システム１２は、ステップＳ５０１からＳ５０６までの処理を繰り返すことになる。
【００４７】
なお、ステップＳ５０５では、運転計画作成部５７は、以下に示す優先順位に従って、同時同量制御の規定時間（３０分）までの運転計画を作成する。第１に、運転計画作成部５７は、異常が生じた発電機のみの運転計画を補正することによって、異常に対処する。第２に、運転計画作成部５７は、異常が生じた発電機のみの運転計画を補正しても異常に対処できないと判断した場合には、その発電機を含めて他の複数の発電機の運転計画を補正することによって、異常に対処する。第３に、異常が生じた発電機は重故障によって停止しており、運転を継続できない場合には、運転計画作成部５７は、その発電機を除いた他の複数の発電機の運転計画を補正することによって、異常に対処する。運転計画作成部５７は、第２または第３の場合に他の発電機の運転計画を補正する際には、各発電機の特性を考慮して、効率の良い運転状況を保ちながら、負荷の再配分を行う。
【００４８】
図１０を用いて、発電機の異常を検知する基準について説明する。図１０は、発電機の異常を検知する基準の例を説明するための図である。上述したように、発電機の異常は、異常状態検出部６４において、運転計画４２において指示された発電量の指令値と実際の発電量の実績値とに基づき検知される。図１０において、値Ｐは運転計画４２において指示された発電量の指令値を、値Ｑは発電機による発電量の実績値を示す。
【００４９】
第１の判断基準（図１０（ａ））では、同時同量制御の開始時刻から所定の時刻までの指令値Ｐと実績値Ｑとの差の積分値Ｄが所定のしきい値Ｔを越えたときに、このまま発電を続けても同時同量制御の規定時間（３０分）が終了した時点で指示どおりの電力を供給できないとして、発電機に異常が生じたと判断される。図１０（ａ）に示す例では、同時同量制御の開始時刻から１０分を経過したときに、発電機の異常が検知されている。発電機制御装置３１は、第１の判断基準により異常を検知したときには、その時点における差Ｄを異常情報４６に含めて発電事業者システム１２に送信する。
【００５０】
第２の判断基準（図１０（ｂ））では、各時間帯における指令値Ｐと実績値Ｑとの差の積分値Ｄｉが所定のしきい値Ｔｉを越えたときに、このまま発電を続けても同時同量制御の規定時間が終了した時点で指示どおりの電力を供給できないとして、発電機に異常が生じたと判断される。図１０（ｂ）に示す例では、同時同量制御の規定時間（３０分間）が５分ずつ６つの時間帯に分割され、各時間帯の差Ｄ１〜Ｄ６が所定のしきい値Ｔ１〜Ｔ６と比較される。発電機制御装置３１は、第２の判断基準により異常を検知したときには、差Ｄｉのこれまでの和を異常情報４６に含めて発電事業者システム１２に送信する。例えば、同時同量制御の開始時刻から１５分経過した時点で発電機の異常が検知されたときには、差Ｄｉの和（Ｄ１＋Ｄ２＋Ｄ３）が送信される。
【００５１】
第３の判断基準（図１０（ｃ））では、機械的な故障などにより発電不能状態（以下、発電機トリップという）となったときに、発電機に異常が発生したと判断される。図１０（ｃ）に示す例では、時刻Ｔｘで発電機トリップが検知されている。発電機制御装置３１は、第３の判断基準により異常を検知したときには、時刻Ｔｘまでの指令値Ｐと実績値Ｑとの差の積分値に、時刻Ｔｘ以降の指令値Ｐの積分値を加えた和Ｄを、異常情報４６に含めて発電事業者システム１２に送信する。
【００５２】
なお、異常を検出するための判断基準は上記３種類に限るものではなく、任意の判断基準を選択して、あるいは、任意の判断基準を組み合わせて使用してもよい。また、異常状態検出部６４は、発電機の状態情報に基づき、発電機の異常を検出してもよい。
【００５３】
発電事業者システム１２は、異常情報４６を受信したときには、各発電機３２の運転計画４２を再び作成し、発電機制御装置３１に送信する。この際、発電事業者システム１２は、異常状態となった発電機における電力量の不一致が他の発電機による発電によって補償されるように、各発電機３２の運転計画４２を作成する。より詳細に述べると、発電事業者システム１２は、受信した異常情報４６に基づき電力量が不足するか過剰となるかを判断する。電力量が不足する場合には、発電事業者システム１２は、需要量４５に不足分の電力量Ｄを加えた後に、各発電機３２の運転計画４２を再び作成する。逆に、電力量が過剰となる場合には、発電事業者システム１２は、需要量４５から過剰分の電力量Ｄを減じた後に、各発電機３２の運転計画４２を再び作成する。なお、後者の場合には、発電事業者システム１２は、過剰な発電を容認することとして、各発電機３２の運転計画４２を作成しないこととしてもよい。
【００５４】
また、発電事業者システム１２は、異常情報４６を受信したときには、運転計画作成の際の制約条件を変更した後に、各発電機３２の運転計画４２を作成することとしてもよい。具体的には、制約設定部５５が、受信した異常情報４６に基づき、必要に応じて発電機データベース５６に蓄積されたデータを更新する。
【００５５】
図１１は、発電機データベース５６に蓄積された発電機の特性データが更新される様子を示す図である。例えば、発電機Ａの特性データが図１１（ａ）に示す状態であるときに異常情報４６を受信した場合、発電機Ａの特性データは、例えば、図１１（ｂ）に示すように更新される。更新後の特性データでは、更新前の特性データと比べて、出力可変範囲および変化率制約の値が小さい値に更新されている。
【００５６】
以下、３機の発電機を有する発電システム（図１２）を例として、発電機の動的補正の詳細を説明する。図１２に示すシステムでは、発電事業者システム１２は、３機の発電機３２ａ〜ｃの運転計画４２ａ〜ｃを作成し、各発電機制御装置３１ａ〜３１ｃにそれぞれ送信する。発電機制御装置３１ａ〜ｃは、受信した運転計画４２ａ〜ｃに従って、発電機３２ａ〜ｃにおける発電量を制御する。加えて、発電機制御装置３１ａ〜ｃは、運転計画４２ａ〜ｃにおいて指示された発電量と実際の発電量とに基づき発電機３２ａ〜ｃの異常を検知し、異常情報４６ａ〜ｃを送信する。
【００５７】
図１３は、図１２に示す発電システムにおける発電機の動的補正処理を説明するための図である。図１３において、三角印は現在時刻（５分）を、黒丸印は現在時刻における発電量を示す。また、値Ｐａ〜ｃは各発電機の運転計画で指示された指令値、値Ｑａ〜ｃは各発電機の発電量の実績値、値Ｒａ〜ｃは各発電機について再作成された運転計画で指示された指令値を示す。
【００５８】
図１３（ａ）に示すように、同時同量制御の開始時刻（０分）から現在時刻（５分）までの間、発電機ＢおよびＣはそれぞれ指令値ＰｂおよびＰｃに従って発電し、発電機Ａの発電量の実績値Ｑｂは指令値Ｐａを下回ったとする。また、発電機制御装置３１ａが、上述した第２の判断基準により、発電機Ａに対する指令値Ｐａと発電量の実績値Ｑａと差の時間積分Ｄ_a1が所定のしきい値Ｔよりも大きいことを検出したとする。このとき、発電機制御装置３１ａは、不足分の電力量Ｄ_a1を異常情報４６に含めて発電事業者システム１２に送信する。
【００５９】
発電事業者システム１２は、発電機Ａの発電量の目標値から値Ｄ_a1を減じ、発電機ＢおよびＣの発電量の目標値に値Ｄ_a1を加えた後に、その条件のもとで発電機３２ａ〜ｃの運転計画４２ａ〜ｃを再び作成する。この結果、発電機Ｂの運転計画４２ｂで指示される指令値は値Ｐｂから値Ｒｂに変更され、発電機Ｃの運転計画４２ｃで指示される指令値は値Ｐｃから値Ｒｂに変更される。このように、異常状態となった発電機における電力量の不一致を他の発電機による発電によって補償することにより、高い精度で同時同量制御を行い、発電事業者における発電コストを削減することができる。
【００６０】
以上に示すように、本実施形態に係る発電システムによれば、発電機制御システムは、発電機の異常を検知して異常情報を送信し、発電事業者システムは、時間的に変動する需要量に応じて運転計画を作成するとともに、異常情報を受信したときに直ちに発電機の運転計画を補正して送信する。このように時間的に変動する需要量に応じて運転計画を作成し、発電機の異常を検知したときには直ちに運転計画を補正することにより、高い精度で同時同量制御を行い、発電事業における発電コストを低減させることができる。したがって、本実施形態に係る発電システムを用いることにより、電力小売事業および発電事業の事業性を向上させ、これらの事業を円滑に継続することができる。また、発電機の異常は、発電機制御システムで検知されるので、発電事業者システムの処理負荷を軽減することができる。
【００６１】
また、実際の発電量と指示された発電量とに基づき、発電機の異常が検出されるので、発電機が電力小売事業専用ではないために、実際の発電量が実時間で変動する場合でも、高い精度で同時同量制御を行い、発電事業における発電コストを低減させることができる。
【００６２】
（第２の実施形態）
図１４は、本発明の第２の実施形態に係る発電システムを含んだ電力小売事業システムの構成を示すブロック図である。図１４に示すシステムは、電力送電網１、小売事業者システム１３、需要入力装置２１、需要家設備２２、発電機制御装置３１、発電機３２、および、電力メータ２３と３３を備え、電力小売事業を１つの事業体が行う場合に使用される。図１４において、本実施形態に係る発電システムは、小売事業者システム１３、発電機制御装置３１、発電機３２、および、電力メータ３３を含んでいる。なお、第１の実施形態と同様に、電力小売事業システムには複数の需要家設備と複数の発電機とが含まれる。
【００６３】
図１５は、小売事業者システム１３の詳細な構成を示すブロック図である。図１５に示すように、小売事業者システム１３は、コマンド入力部５１、異常情報受信部５２、需要量受信部７１、需要量予測部７２、供給量受信部５４、制約設定部５５、発電機データベース５６、運転計画作成部５７、運転計画送信部５８、および、表示部５９を備える。
【００６４】
本実施形態に係る小売事業者システム１３は、第１の実施形態に係る小売事業者システム１１と発電事業者システム１２を一体として構成したものである。そこで、本実施形態の構成要素のうち、第１の実施形態と同一の構成要素については、同一の参照符号を付して説明を省略し、本実施形態の特徴的な構成要素のみについて説明する。
【００６５】
図１５において、需要量受信部７１と需要量予測部７２とは、第１の実施形態で示した小売事業者システム１１と同様の処理を行う。すなわち、需要量受信部７１は、需要入力装置２１から翌日の需要計画４１を受信し、電力メータ２３から受電量４３を受け取る。需要量予測部７２は、翌日の需要計画４１と実時間で変動する受電量４３とに基づき、所定の時間間隔で今後３０分間の需要量４７を予測する。この際、需要量予測部７２は、過去の需要量の変動パターンなどを参照して需要予測を行う。求めた需要量４７は、運転計画作成部５７に出力される。
【００６６】
小売事業者システム１３に含まれる他の構成要素は、第１の実施形態と同様に動作する。したがって、本実施形態によっても、第１の実施形態と同様に、高い精度で同時同量制御を行い、電力小売事業を一体として行う場合の発電コストを低減させることができる。したがって、本実施形態に係る発電システムを用いることにより、電力小売事業および発電事業の事業性を向上させ、これらの事業を円滑に継続することができる。
【００６７】
なお、第１の実施形態では電力小売事業から発電事業を分離して行う場合について述べ、第２の実施形態では電力小売事業を一体として行う場合について述べたが、これに加えて、両者を折衷した事業形態において使用される発電システムを構成することもできる。すなわち、一部の需要家からの需要量の総量を受け取り、他の需要家からの需要を個別に受け取る場合についても、同様の発電システムを構成することができる。
【００６８】
また、各発電所には発電機が１機だけ設置され、発電機制御装置は１機の発電機を制御する例について説明したが、これに代えて、各発電所には複数の発電機が設置され、発電機制御装置は複数の発電機を制御することとしてもよい。この場合、発電事業者システムまたは小売事業者システムは発電所単位で運転計画を作成し、発電機制御装置が各発電機の運転計画を作成することとしてもよく、あるいは、発電事業者システムまたは小売事業者システムが各発電機の運転計画を作成することとしてもよい。
【００６９】
また、第１の実施形態では、小売事業者システムと発電事業者システムは１対１に接続される例について説明したが、両者は多対多に接続されることとしてもよい。このようなシステムでは、小売事業者システムは、需要量の総量を分割して、複数の発電事業者システムのそれぞれに分割後の需要量を送信し、発電事業者システムは、複数の小売事業者システムのそれぞれから受信した電力需要の合計を満たすように、発電機を制御すればよい。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１の実施形態に係る発電システムを含んだ電力小売事業システムの構成を示すブロック図である。
【図２】図１に示す発電事業者システムの詳細な構成を示すブロック図である。
【図３】図１に示す発電事業者システムにおける表示画面の例を示す図である。
【図４】図１に示す発電機制御装置の詳細な構成を示すブロック図である。
【図５】図１に示す発電事業者システムにおける翌日運転計画管理の処理を示すフローチャートである。
【図６】図１に示す発電機制御装置における翌日運転計画管理の処理を示すフローチャートである。
【図７】図１に示す発電事業者システムにおける当日運転指令の処理を示すフローチャートである。
【図８】図１に示す発電機制御装置における当日運転指令の処理を示すフローチャートである。
【図９】図１に示す発電事業者システムにおける発電機の動的補正処理を示すフローチャートである。
【図１０】図１に示す発電機制御装置における発電機の異常を検知する基準の例を説明するための図である。
【図１１】図１に示す発電事業者システムにおける発電機データベースの内容が変更される様子を示す図である。
【図１２】３機の発電機を有する発電システムの構成を示すブロック図である。
【図１３】図１２に示す発電システムにおける発電機の動的補正処理を説明するための図である。
【図１４】本発明の第２の実施形態に係る発電システムを含んだ電力小売事業システムの構成を示すブロック図である。
【図１５】図１４に示す小売事業者システムの詳細な構成を示すブロック図である。
【図１６】従来の電力小売事業システムの構成を示すブロック図である。
【符号の説明】
１…電力送電網
１１、１３…小売事業者システム
１２…発電事業者システム
２１…需要入力装置
２２…需要家設備
２３、３３…電力メータ
３１…発電機制御装置
３２…発電機
４１…翌日の需要計画
４２…運転計画
４３…受電量
４４…発電量
４５、４７…需要量
４６…異常情報
５１…コマンド入力部
５２…異常情報受信部
５３、７１…需要量受信部
５４…供給量受信部
５５…制約設定部
５６…発電機データベース
５７…運転計画作成部
５８…運転計画送信部
５９…表示部
６１…運転計画受信部
６２…運転計画蓄積部
６３…発電機インターフェイス部
６４…異常状態検出部
６５…異常情報送信部
７２…需要量予測部[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a power generation system used by a power retailer or a power generation company. More specifically, the present invention controls a plurality of generators so that power corresponding to a time-varying demand amount is supplied at a specified time. The present invention relates to a power generation system to be generated.
[0002]
[Prior art]
Traditionally, the power generation business has been carried out only by electric power companies, but with the recent deregulation, it has become possible for entities other than electric power companies to conduct electric power retail businesses. Electricity retailers sign power supply and demand contracts with multiple power consumers and power generators and control generators owned by power generators to meet the power demands of power consumers To do. An existing electric power transmission network owned by an electric power company is used to carry electric power from a generator to a consumer.
[0003]
The power retailer enters into a contract with the power company regarding the use of the power transmission network. In this contract, the power retailer is required to generate power so that the total amount of power demand by the power consumer and the total amount of power generation by the power generation operator match every specified time (for example, 30 minutes). . More specifically, when the power generation amount is less than the demand amount, the power retailer pays a penalty fee to the power company, and even if the power generation amount is greater than the demand amount, The power retailer is contracted to receive only a very cheap price from the power company.
[0004]
As an option, the power retailer may control the generator so that the power generation amount always exceeds the demand amount. However, even if the power generation exceeds the demand, only a very low price can be received from the power company, resulting in a high power generation cost. Therefore, the power retailer needs to control the generator so that the demand amount and the power generation amount coincide with each other in order to reduce the power generation cost. Hereinafter, this control is referred to as “simultaneous same amount control”. For the same amount control, for example, Japanese Patent Application No. 2000-271642 has already been filed by the present applicant.
[0005]
FIG. 16 is a block diagram showing a configuration of an electric power retail business system that performs the same amount control simultaneously. In FIG. 16, the retailer system 19 is connected to the demand input device 21 and the generator control device 39 via communication lines, and performs next day operation plan management and same day operation command. In the next day operation plan management, the retailer system 19 receives the demand plan 41 of the next day at the customer once a day, and creates the operation plan 42 of the generator 32 based on this. In the operation command on that day, the retailer system 19 obtains the power reception amount 43 in the customer facility 22 measured by the power meter 23 and the power generation amount 44 in the generator 32 measured by the power meter 33 every 5 minutes. The operation plan 42 of the generator 32 is generated based on these values. The operation plan 42 is created so that the power reception amount 43 and the power generation amount 44 coincide with each other. The generator control device 39 receives the operation plan 42 from the retailer system 19 and controls the generator 32 based on this. By controlling the generator 32 in this way, it is possible to perform the same amount control required for the power retail business.
[0006]
[Problems to be solved by the invention]
However, there is a problem that simultaneous and same amount control cannot be performed with high accuracy only by creating an operation plan at predetermined time intervals based on the received power amount and the generated power amount as described above. For example, in the system shown in FIG. 16, even when the received power amount 43 in the customer facility 22 fluctuates or when an abnormality occurs in the generator 32, the retailer system 19 immediately changes the demand amount or generates an abnormality. I can't recognize it. For this reason, the operation plan 42 of the generator 32 is not corrected until the next time the operation command is issued on the day.
[0007]
In many cases, the generator 32 owned by the power generation company is not a dedicated power retail business, but is a generator for private power generation installed in a factory or the like. Therefore, in reality, the electric power generated by the generator 32 excluding the self-consumption is supplied for the electric power retail business. The retailer system 19 creates an operation plan 42 for the generator 32 in consideration of the amount of electric power for personal consumption, but the amount of electric power for personal consumption varies in real time depending on the operating conditions of the factory. For this reason, the case where the electric power instruct | indicated by the driving | operation plan 42 cannot be supplied from the generator 32 may occur.
[0008]
In such a case, it is not possible to perform simultaneous and same amount control with high accuracy simply by creating an operation plan at predetermined time intervals based on the measured power reception amount and power generation amount. For this reason, the penalty fee paid to the electric power company increases, and the power generation cost of the electric power retailer increases.
[0009]
Therefore, the present invention provides a power generation system for the power retail business and the power generation business that improves the business performance of the power retail business and the power generation business by simultaneously controlling the same amount with high accuracy and reducing the power generation cost. The purpose is to do.
[0010]
[Means for Solving the Problems and Effects of the Invention]
  A first invention is a power generation system that includes a center system and a plurality of power generation facility systems that are communicably connected to each other, and generates electric power that matches a demand amount that fluctuates over time at a specified time.
  Each power generation facility system
    A generator for generating electric power;
    A control device that controls the generator based on the operation plan received from the center system and transmits abnormality information to the center system when the abnormality of the generator is detected, and
  The center system
    A demand amount acquisition means for acquiring a demand amount;
    Depending on the demand amount acquired by the demand amount acquisition means,At the specified timeThe sum of the amount of power generated by each generatorAt the specified timeDemand andIs oneOperation plan creation means for creating an operation plan for each generator,
    Anomaly information was received from the power generation facility systemThe sum of the power generation amount and the demand amount in each generator within the specified time at the time point should match, Operation plan correction means for correcting the operation plan of each generator,
    An operation plan transmission means for transmitting the operation plan of each generator obtained by the operation plan creation means and the operation plan correction means to each power generation facility system;Including
  The control device detects the actual power generation amount of each generator at a predetermined time interval, and if the integrated value of the difference between the actual power generation amount and the demand amount of each generator exceeds the threshold value, it is sent to the center system as abnormality information. Send
  The operation plan correction means corrects the operation plan of each generator so that the shortage of the power generation amount can be compensated for in the remaining time until the specified time ends when the abnormality information is received from the power generation facility system. To.
[0011]
  According to the first aspect of the invention, the power generation facility system transmits abnormality information when the abnormality of the generator is detected, and the center system creates an operation plan according to the acquired demand amount, When the information is received, the operation plan of the generator is corrected and transmitted. In this way, in the power generation facility system, an operation plan is created according to the demand that fluctuates over time, and when an abnormality in the generator is detected, the operation plan is corrected immediately.The In other words, if the actual power generation amount fluctuates in real time, or if a discrepancy between the actual power generation amount and the instructed power generation amount occurs during the specified time, the discrepancy between the indicated value and the actual value is early. By detecting and immediately correcting the generator operation plan,Simultaneously control the same amount with high accuracy and reduce the power generation cost in the power retail business and power generation business. Therefore, by using the power generation system according to the first invention, the business performance of the power retail business and the power generation business can be improved, and these businesses can be continued smoothly. Further, since the abnormality of the generator is detected in each power generation facility system, the processing load on the center system can be reduced.
[0016]
  First2According to the first aspect of the invention, the operation plan correction means is configured such that when the specified time ends between the actual power generation amount of the generator in an abnormal state and the power generation amount instructed to the power generator in the operation plan. If it is determined that the difference in power generation cannot be corrected by controlling the generator, the operation of each generator is adjusted so that the calculated difference in power generation is compensated by power generation by a generator other than the generator. It is characterized by correcting the plan.
[0017]
  Like this2According to the invention, inconsistency between the command value and the actual value in the abnormal generator is compensated by power generation by another generator when it cannot be corrected by controlling the abnormal generator. Therefore, even when an abnormality occurs in the generator, the same amount control can be performed with high accuracy, and the power generation cost in the power retail business and the power generation business can be reduced. Therefore, the second2By using the power generation system according to the present invention, the business performance of the power retail business and the power generation business can be improved, and these businesses can be continued smoothly.
[0018]
  First3According to the first aspect of the present invention, in the first invention, the operation plan correction means corrects the operation plan of each generator when a plan correction instruction is input from a user in addition to when the abnormality information is received. Features.
[0019]
  Like this3According to this invention, the operation plan of the generator can be corrected even when the operator of the center system determines that it is necessary. For this reason, the correction | amendment of the driving | operation plan of a generator can be instruct | indicated as needed other than the timing detected by the power generation facility system.
[0020]
  First4In the first invention, the center system and the power generation facility system are always connected by a communication line.
[0021]
  Like this4According to the invention, when an abnormality occurs in the generator, the abnormality information immediately reaches the center system, and the corrected power generation plan immediately reaches the power generation facility system. In addition, the operation plan can be corrected quickly when the demand changes. As a result, the same amount control can be performed simultaneously with high accuracy, and the power generation cost in the power retail business and the power generation business can be reduced. Therefore, the second4By using the power generation system according to the present invention, the business performance of the power retail business and the power generation business can be improved, and these businesses can be continued smoothly.
[0022]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
(First embodiment)
FIG. 1 is a block diagram showing a configuration of an electric power retail business system including a power generation system according to a first embodiment of the present invention. The system shown in FIG. 1 includes a power transmission network 1, a retailer system 11, a power generation company system 12, a demand input device 21, a customer facility 22, a generator control device 31, a generator 32, and a power meter 23. 33 is used when the power generation business is separated from the power retail business. In FIG. 1, the power generation system according to the present embodiment includes a power generation company system 12, a generator control device 31, a generator 32, and a power meter 33. Although omitted in FIG. 1, the power retail business system includes a plurality of customer facilities and a plurality of generators.
[0023]
In a typical system, the demand input device 21 is installed near the customer facility 22, for example, in the same premises. Similarly, the generator control device 31 is installed near the generator 32. The retailer system 11 and the power generation company system 12 are installed at locations away from the demand input device 21 and the generator control device 31, respectively. Communication between the demand input device 21 and the retailer system 11, between the retailer system 11 and the generator company system 12, and between the generator company system 12 and the generator controller 31, respectively. Connected by a network (not shown). More preferably, the power generation company system 12 and the generator control device 31 are always connected by a broadband communication network.
[0024]
In the system shown in FIG. 1, power required by the customer facility 22 is supplied from the generator 32 as follows. The customer facility 22 and the generator 32 are both connected to the power transmission network 1 owned by the power company. The customer facility 22 receives power from the power transmission network 1 as necessary. The generator 32 generates electric power according to the control from the generator control device 31 and supplies the generated electric power to the power transmission network 1. The power meters 23 and 33 measure the power reception amount 43 in the customer facility 22 and the power generation amount 44 in the generator 32, respectively.
[0025]
The retailer system 11 receives the next day's demand plan 41 from the demand input device 21, and receives the received power amount 43 from the power meter 23. The retailer system 11 calculates a demand amount 45 based on the demand plan 41 and the received power amount 43 on the next day at a predetermined time interval, and transmits the obtained demand amount 45 to the power generation company system 12. The power generation company system 12 creates an operation plan 42 for each generator 32 based on the received demand 45 and transmits the operation plan 42 to each generator control device 31. The generator control device 31 controls the generator 32 based on the received operation plan 42.
[0026]
  The generator 32 is typically a generator for private power generation installed in a factory or the like. The generator 32 generates electric power according to the control from the generator control device 31. Predetermined parts of the generated power are consumed for private use by factory equipment (not shown) installed on the same premises, excluding private consumptionPowerPower is supplied to the power grid 1. Accordingly, the amount of electric power obtained by subtracting the electric power for personal consumption from the electric power generated by the generator 32 is supplied for the electric power retail business. The amount of power consumed by the house fluctuates approximately in a unit of a day according to a certain pattern. However, depending on the operation status of the factory equipment, it may fluctuate outside the planned pattern.
[0027]
  As described above, the power generation system according to the present embodiment includes the power generation company system 12, the generator control device 31, the generator 32, and the power meter 33. In this power generation system, the generator control device 31 detects an abnormal state of the generator 32 and transmits the abnormality information 46, and the power generation company system 12 receives the information.demandThe operation plan 42 of the generator 32 is created based on the quantity 45, and the operation plan 42 of the generator 32 is dynamically corrected based on the received abnormality information 46. Details of the power generation system will be described below.
[0028]
FIG. 2 is a block diagram showing a detailed configuration of the power generation company system 12. As shown in FIG. 2, the power generation company system 12 includes a command input unit 51, an abnormality information receiving unit 52, a demand amount receiving unit 53, a supply amount receiving unit 54, a constraint setting unit 55, a generator database 56, and an operation plan creation. Unit 57, operation plan transmission unit 58, and display unit 59.
[0029]
In a normal processing state, the demand amount reception unit 53, the supply amount reception unit 54, the generator database 56, the operation plan creation unit 57, and the operation plan transmission unit 58 operate as follows. The demand amount receiving unit 53 receives the demand amount 45 from the retailer system 11 at predetermined time intervals. The supply amount receiving unit 54 receives the actual power generation amount 44 in the generator 32 from the power meter 33. The generator database 56 stores the characteristics of each generator 32, data necessary for power generation cost calculation, and the like. The operation plan creation unit 57 refers to the data stored in the generator database 56 and creates an operation plan 42 for each generator 32 based on the demand amount 45 and the power generation amount 44. The operation plan transmission unit 58 transmits the created operation plan 42 to each generator control device 31.
[0030]
On the other hand, when an abnormality occurs in the generator 32, the abnormality information reception unit 52, the constraint setting unit 55, the operation plan creation unit 57, and the operation plan transmission unit 58 operate. The abnormality information receiving unit 52 receives the abnormality information 46 from the generator control device 31. The constraint setting unit 55 updates the data stored in the generator database 56 based on the received abnormality information 46 and sets plan creation conditions for the operation plan creation unit 57. The operation plan creation unit 57 corrects the operation plan 42 of each generator 32 according to the newly set constraints. That is, the operation plan creation unit 57 refers to the contents of the updated generator database 56 and again creates the operation plan 42 for each generator 32 under the set operation creation conditions. The operation plan transmission unit 58 transmits the corrected operation plan 42 to each generator control device 31.
[0031]
The command input unit 51 and the display unit 59 are provided for monitoring and operating the power generation company system 12. The command input unit 51 is an input device for inputting a command to the power generation company system 12. As shown in FIG. 3, the display unit 59 displays the operation plan 42 and the power generation amount 44 in comparison with each generator 32. In the example of the screen shown in FIG. 3, the operation plan for 30 minutes and the power generation amount up to the current time are displayed for each of the six generators A to F. In FIG. 3, the triangle mark indicates the current time, the black circle mark indicates the power generation amount at the current time, the values Pa to Pf indicate the command values of the power generation amount instructed in the operation plan, and the values Qa to Qf indicate the actual power generation amount values. Show.
[0032]
FIG. 4 is a block diagram showing a detailed configuration of the generator control device 31. As shown in FIG. 4, the generator control device 31 includes an operation plan reception unit 61, an operation plan accumulation unit 62, a generator interface unit 63, an abnormal state detection unit 64, and an abnormality information transmission unit 65. The generator control device 31 controls the amount of power generation in the generator 32, detects an abnormality in the generator 32, and transmits abnormality information 46 to the power generation company system 12.
[0033]
In FIG. 4, the operation plan receiving unit 61 receives an operation plan 42 from the power generation company system 12. The operation plan storage unit 62 stores the received operation plan 42. The generator interface unit 63 controls the amount of power generated by the generator 32 based on the operation plan stored in the operation plan storage unit 62. The abnormal state detection unit 64 inspects whether or not an abnormality has occurred in the generator 32 based on the operation plan accumulated in the operation plan accumulation unit 62 and the power generation amount 44 received from the power meter 33, and detects the abnormality. When detected, the abnormality information 46 is output. The abnormality information transmission unit 65 transmits the abnormality information 46 to the power generation company system 12. When the power generator system 12 and the generator control device 31 are always connected via a broadband communication network, the abnormality information 46 immediately reaches the power generator system 12.
[0034]
  As described above, in the power generation system according to the present embodiment, the generator control device 31 detects the abnormality of the generator 32 and transmits the abnormality information 46, and the power generator system 12 receives the abnormality information 46.demandThe operation plan 42 for the generator 32 is created based on the quantity 45, and the operation plan 42 for the generator 32 is immediately corrected based on the received abnormality information 46. Therefore, simultaneous same amount control can be performed with high accuracy, and the power generation cost in the power generation business can be reduced.
[0035]
  Further, the power generation company system 12 may correct the operation plan 42 of the generator 32 when a command is input from the operator. Since the display unit 59 displays the operation plan 42 and the actual power generation amount 44 of each generator 32, the operator has made an abnormality in the generator.TheCan be detected. When the command is input, the power generation company system 12 may perform the same process as when the abnormality information 46 is received.
[0036]
The operation of the power generation system will be described below using the flowcharts shown in FIGS. First, the next day operation plan management will be described with reference to FIGS. 5 and 6, next the day operation command will be described with reference to FIGS. 7 and 8, and then the dynamic correction of the operation plan will be described with reference to FIG. 9. explain.
[0037]
The next day operation plan management is performed once a day at a predetermined time. The retailer system 11 receives the next day's demand plan 41 in the customer facility 22 from the demand input device 21 and totals the received demand plans to obtain the next day's demand. The obtained demand amount on the next day is transmitted to the power generation company system 12.
[0038]
FIG. 5 is a flowchart showing the next day operation plan management process in the power generation company system 12. In the power generation company system 12, first, the demand amount receiving unit 53 receives the demand amount 45 of the next day from the retailer system 11 (step S101). Next, the demand amount receiving unit 53 checks whether or not the received demand amount on the next day satisfies the constraints such as the characteristics of the generator 32, the upper and lower limit values in the contract, the power transmission fluctuation range between the times, and the next day. Is notified to the retailer system 11 (step S102). The received demand amount on the next day is output to the operation plan creation unit 57. Next, the operation plan creation unit 57 creates an operation plan 42 for the next day for each generator 32 so as to satisfy the demand amount of the next day (step S103). In the process of step S103, the operation plan creation unit 57 refers to the characteristics of the generator 32 stored in the generator database 56 and the data for power generation cost calculation, satisfies the next day's demand, and generates the power generation cost. The operation plan 42 is created so that is minimized. The created operation plan 42 is output to the operation plan transmission unit 58. Next, the operation plan transmission part 58 transmits the created operation plan 42 for the next day to each generator control device 31 (step S104). With the above, the power generation company system 12 ends the next day operation plan management process.
[0039]
FIG. 6 is a flowchart showing the next day operation plan management process in the generator control device 31. In the generator control device 31, first, the operation plan receiving unit 61 receives the operation plan 42 for the generator 32 for the next day from the power generation company system 12 (step S201). At this time, the operation plan receiving unit 61 only needs to receive the operation plan 42 of the generator 32 to be controlled. Next, the operation plan receiving unit 61 checks whether or not the received next-day operation plan 42 satisfies the constraints such as the characteristics of the generator 32, and confirms that the next-day operation plan 42 is approved. (Step S202). The received operation plan 42 for the next day is output to the operation plan storage unit 62. Next, the operation plan storage unit 62 stores the output operation plan for the next day (step S203). With the above, the generator control device 31 ends the next day operation plan management process.
[0040]
The operation command on the day is performed at a time interval shorter than the specified time for the same simultaneous amount control for the purpose of performing the same amount control with high accuracy. In the present embodiment, the specified time for the same amount control is set to 30 minutes, for example, and the time interval for performing the operation command processing on the day is set to 5 minutes, for example. The retailer system 11 totals the amount of power received 43 received from the power meter 23 every 5 minutes, and obtains the demand amount for the next 30 minutes. The calculated demand amount 45 for the next 30 minutes is transmitted to the power generation company system 12.
[0041]
FIG. 7 is a flowchart showing the process of the same day operation command in the power generation company system 12. In the power generation company system 12, first, the demand amount receiving unit 53 receives the demand amount 45 for the next 30 minutes from the retailer system 11 (step S301). Next, the operation plan creation unit 57 creates an operation plan 42 for the next 30 minutes for each generator 32 so as to satisfy the demand amount 45 for the next 30 minutes (step S302). In the process of step S302, the operation plan creation unit 57 refers to the characteristics of the generator 32 stored in the generator database 56 and the data for power generation cost calculation for the next 30 minutes, as in step S103 described above. The operation plan 42 is created so as to satisfy the demand amount and to minimize the power generation cost. The created operation plan 42 is output to the operation plan transmission unit 58. Next, the operation plan transmission part 58 transmits the created operation plan 42 for the next 30 minutes to each generator control device 31 (step S303). With the above, the power generation company system 12 ends the process of the operation command on that day.
[0042]
FIG. 8 is a flowchart showing the process of the same day operation command in the generator control device 31. In the generator control device 31, first, the operation plan receiving unit 61 receives the operation plan 42 of the generator 32 for the next 30 minutes from the power generation company system 12 (step S401). At this time, the operation plan receiving unit 61 only needs to receive the operation plan 42 of the generator 32 to be controlled, as in step S201. The received operation plan 42 for the next 30 minutes is output to the operation plan storage unit 62. Next, the operation plan accumulating unit 62 accumulates the output operation plan for the next 30 minutes (step S402).
[0043]
Next, the abnormal state detection unit 64 checks whether or not an abnormality has occurred in the generator 32 based on the operation plan stored in the operation plan storage unit 62 and the power generation amount 44 received from the power meter 33. When an abnormality occurs, abnormality information 46 is created (step S403). When the abnormality of the generator 32 is detected (yes in step S404), the abnormality information transmission unit 65 transmits the abnormality information 46 to the power generation company system 12 (step S405). With the above, the generator control device 31 ends the process of the day operation command.
[0044]
The generator control device 31 always performs the generator monitoring process in addition to periodically performing the next day operation plan management and the day operation command process. More specifically, the abnormal state detection unit 64 repeatedly determines whether or not an abnormality has occurred in the generator 32 based on the operation plan stored in the operation plan storage unit 62 and the power generation amount 44 received from the power meter 33. When abnormality is detected and abnormality is detected, abnormality information 46 is created. The abnormality information transmission unit 65 transmits the created abnormality information 46 to the power generation company system 12.
[0045]
In response to this, the power generation company system 12 repeats the process of receiving the abnormal information and correcting the operation plan of the generator in addition to periodically performing the next day operation plan management and the day operation command process. . FIG. 9 is a flowchart showing the dynamic correction process of the generator in the power generation company system 12. When the abnormality information receiving unit 52 receives the abnormality information 46, the control of the power generation company system 12 proceeds to step S502 (yes in step S501). In this case, the constraint setting unit 55 updates the contents of the generator database 56 based on the received abnormality information 46, and sets the plan creation conditions in the operation plan creation unit 57 (step S502). Moreover, when the command input part 51 receives input (yes of step S503), control of the electric power generation company system 12 progresses to step S504. In this case, the constraint setting unit 55 updates the contents of the generator database 56 based on the input command, and sets the plan creation conditions in the operation plan creation unit 57 (step S504).
[0046]
Next, the operation plan creation unit 57 creates an operation plan for the remaining time until the specified time (30 minutes) of the simultaneous equal amount control for each generator 32 under the updated plan creation conditions (step) S505). For example, when 5 minutes have passed since the simultaneous equal amount control, the operation plan creation unit 57 creates an operation plan for the remaining 25 minutes. By the process of step S505, the operation plan 42 of the generator 32 is dynamically corrected based on the abnormality information 46 or the command input. Next, the operation plan transmission unit 58 transmits the operation plan 42 after the correction of the remaining time until the specified time (30 minutes) of the simultaneous equal amount control to each generator control device 31 (step S506). Next, control of the power generation company system 12 returns to step S501. Thereby, the electric power generation company system 12 repeats the process from step S501 to S506.
[0047]
In step S505, the operation plan creation unit 57 creates an operation plan up to a specified time (30 minutes) for simultaneous same amount control according to the following priority order. First, the operation plan creation unit 57 copes with the abnormality by correcting the operation plan of only the generator in which the abnormality has occurred. Secondly, if the operation plan creation unit 57 determines that the abnormality cannot be dealt with even if the operation plan of only the generator in which the abnormality has occurred is corrected, the operation plan creation unit 57 includes other generators including that generator. Deal with the anomalies by correcting the operation plan. Thirdly, when the generator in which the abnormality has occurred has stopped due to a serious failure and the operation cannot be continued, the operation plan creation unit 57 determines the operation plans of a plurality of other generators excluding the generator. By correcting, deal with abnormalities. When correcting the operation plan of another generator in the second or third case, the operation plan creation unit 57 considers the characteristics of each generator and maintains an efficient operation state while maintaining the load load. Reallocate.
[0048]
The reference | standard which detects the abnormality of a generator is demonstrated using FIG. FIG. 10 is a diagram for explaining an example of a reference for detecting an abnormality of a generator. As described above, the abnormality of the generator is detected by the abnormal state detection unit 64 based on the command value of the power generation amount instructed in the operation plan 42 and the actual value of the actual power generation amount. In FIG. 10, a value P indicates a command value for the amount of power generated instructed in the operation plan 42, and a value Q indicates an actual value of the amount of power generated by the generator.
[0049]
  In the first criterion (FIG. 10 (a)), simultaneous simultaneous control is not performed.BeginningWhen the integrated value D of the difference between the command value P and the actual value Q from the time to the predetermined time exceeds a predetermined threshold T, the specified time (30 minutes) for the same amount control even if the power generation is continued as it is ) Is completed, it is determined that an abnormality has occurred in the generator, assuming that the power cannot be supplied as instructed. In the example shown in FIG. 10A, the abnormality of the generator is detected when 10 minutes have elapsed from the start time of the simultaneous equal amount control. When the generator control device 31 detects an abnormality based on the first determination criterion, the generator control device 31 includes the difference D at that time in the abnormality information 46 and transmits it to the power generator system 12.
[0050]
According to the second criterion (FIG. 10B), when the integrated value Di of the difference between the command value P and the actual value Q in each time zone exceeds a predetermined threshold value Ti, the power generation is continued as it is. However, it is determined that an abnormality has occurred in the generator, because it is not possible to supply power as instructed at the time when the specified time for simultaneous simultaneous control ends. In the example shown in FIG. 10 (b), the specified time (30 minutes) of simultaneous and equal amount control is divided into six time zones every 5 minutes, and the differences D1 to D6 between the time zones are predetermined threshold values T1 to T6. Compared with When the generator control device 31 detects an abnormality based on the second determination criterion, the generator control device 31 includes the sum of the differences Di so far in the abnormality information 46 and transmits it to the power generator system 12. For example, when an abnormality of the generator is detected at the time when 15 minutes have elapsed from the start time of the simultaneous equal amount control, the sum of the differences Di (D1 + D2 + D3) is transmitted.
[0051]
According to the third criterion (FIG. 10C), it is determined that an abnormality has occurred in the generator when a power generation disabled state (hereinafter referred to as a generator trip) occurs due to a mechanical failure or the like. In the example shown in FIG. 10C, a generator trip is detected at time Tx. The generator control device 31 adds the integral value of the command value P after the time Tx to the integral value of the difference between the command value P and the actual value Q until the time Tx when an abnormality is detected according to the third determination criterion. The sum D is included in the abnormality information 46 and transmitted to the power generation company system 12.
[0052]
Note that the judgment criteria for detecting an abnormality are not limited to the above three types, and any judgment criteria may be selected or any judgment criteria may be used in combination. Further, the abnormal state detection unit 64 may detect an abnormality of the generator based on the state information of the generator.
[0053]
When receiving the abnormality information 46, the power generation company system 12 creates an operation plan 42 for each generator 32 again and transmits it to the generator control device 31. At this time, the power generation company system 12 creates an operation plan 42 for each generator 32 so that the mismatch of the electric energy in the generator in an abnormal state is compensated for by power generation by other generators. More specifically, the power generation company system 12 determines whether the power amount is insufficient or excessive based on the received abnormality information 46. When the amount of electric power is insufficient, the power generation company system 12 creates the operation plan 42 for each generator 32 again after adding the insufficient amount of electric power D to the demand amount 45. Conversely, when the amount of power becomes excessive, the power generation company system 12 creates the operation plan 42 for each generator 32 again after subtracting the excess amount of power D from the demand amount 45. In the latter case, the power generation company system 12 may accept the excessive power generation, and may not create the operation plan 42 for each generator 32.
[0054]
Further, when receiving the abnormality information 46, the power generation company system 12 may create the operation plan 42 of each generator 32 after changing the constraint conditions when creating the operation plan. Specifically, the constraint setting unit 55 updates the data stored in the generator database 56 as necessary based on the received abnormality information 46.
[0055]
FIG. 11 is a diagram showing how the generator characteristic data stored in the generator database 56 is updated. For example, when the abnormality data 46 is received when the characteristic data of the generator A is in the state shown in FIG. 11A, the characteristic data of the generator A is updated as shown in FIG. 11B, for example. The In the updated characteristic data, the values of the output variable range and the change rate constraint are updated to smaller values than the characteristic data before the update.
[0056]
The details of the dynamic correction of the generator will be described below by taking a power generation system (FIG. 12) having three generators as an example. In the system shown in FIG. 12, the power generation company system 12 creates operation plans 42a to 42c for the three generators 32a to 32c, and transmits them to the respective generator control devices 31a to 31c. The generator control devices 31a to 31c control the power generation amount in the generators 32a to 32c according to the received operation plans 42a to 42c. In addition, the generator control devices 31a to 31c detect the abnormality of the generators 32a to 32c based on the power generation amount instructed in the operation plans 42a to 42c and the actual power generation amount, and transmit the abnormality information 46a to 46c. .
[0057]
FIG. 13 is a diagram for explaining dynamic correction processing for the generator in the power generation system shown in FIG. In FIG. 13, the triangle mark indicates the current time (5 minutes), and the black circle mark indicates the amount of power generation at the current time. The values Pa to c are command values instructed in the operation plan of each generator, the values Qa to c are actual values of the power generation amount of each generator, and the values Ra to c are operation plans recreated for each generator. Indicates the command value indicated by.
[0058]
  As shown in FIG. 13 (a), the generators B and C generate power according to the command values Pb and Pc from the start time (0 minutes) to the current time (5 minutes) of the same amount control, respectively. It is assumed that the actual value Qb of the power generation amount of A is less than the command value Pa. Further, the generator control device 31a determines the time integral D of the difference between the command value Pa for the generator A and the actual value Qa of the power generation amount according to the second determination criterion described above._a1From a predetermined threshold TAlsoSuppose that it is detected to be large. At this time, the generator control device 31 a_a1Is included in the abnormality information 46 and transmitted to the power generation company system 12.
[0059]
The power generation company system 12 calculates the value D from the target value of the power generation amount of the generator A._a1Is reduced to a target value for the power generation amount of generators B and C._a1Then, the operation plans 42a to 42c of the generators 32a to 32c are created again under the conditions. As a result, the command value indicated by the operation plan 42b of the generator B is changed from the value Pb to the value Rb, and the command value indicated by the operation plan 42c of the generator C is changed from the value Pc to the value Rb. In this way, it is possible to perform simultaneous same amount control with high accuracy and reduce the power generation cost of the power generation company by compensating the mismatch of the power amount in the generator in the abnormal state by the power generation by other generators. it can.
[0060]
  As described above, according to the power generation system according to the present embodiment, the generator control system detects abnormality of the generator and transmits abnormality information, and the power generation company system has a demand amount that fluctuates with time. The operation plan is prepared according to the above, and when the abnormality information is received, the generator operation plan is immediately corrected and transmitted. In this way, an operation plan is created according to the demand that fluctuates over time, and when an abnormality in the generator is detected, the operation plan is corrected immediately, so that the same amount control can be performed simultaneously with high accuracy. Cost can be reduced. Therefore, it is not related to this embodiment.DepartureBy using the electric power system, it is possible to improve the business performance of the power retail business and the power generation business, and to continue these businesses smoothly. Moreover, since the abnormality of the generator is detected by the generator control system, the processing load of the power generation company system can be reduced.
[0061]
  Also, based on the actual power generation amount and the instructed power generation amount, an abnormality in the generator is detected.RuTherefore, since the generator is not dedicated to the power retail business, even when the actual power generation amount fluctuates in real time, the same amount control can be performed with high accuracy and the power generation cost in the power generation business can be reduced.
[0062]
(Second Embodiment)
FIG. 14 is a block diagram showing a configuration of a power retail business system including a power generation system according to the second embodiment of the present invention. The system shown in FIG. 14 includes a power transmission network 1, a retailer system 13, a demand input device 21, a customer facility 22, a generator control device 31, a generator 32, and power meters 23 and 33, and a power retailer. Used when a business is run by one entity. In FIG. 14, the power generation system according to the present embodiment includes a retailer system 13, a generator control device 31, a generator 32, and a power meter 33. As in the first embodiment, the power retail business system includes a plurality of customer facilities and a plurality of generators.
[0063]
FIG. 15 is a block diagram showing a detailed configuration of the retailer system 13. As shown in FIG. 15, the retailer system 13 includes a command input unit 51, an abnormality information receiving unit 52, a demand amount receiving unit 71, a demand amount predicting unit 72, a supply amount receiving unit 54, a constraint setting unit 55, a generator. A database 56, an operation plan creation unit 57, an operation plan transmission unit 58, and a display unit 59 are provided.
[0064]
The retailer system 13 according to the present embodiment is configured by integrating the retailer system 11 and the power generation system 12 according to the first embodiment. Therefore, among the constituent elements of the present embodiment, the same constituent elements as those of the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and the description thereof is omitted. Only the characteristic constituent elements of the present embodiment will be described. .
[0065]
In FIG. 15, the demand amount receiving unit 71 and the demand amount prediction unit 72 perform the same processing as that of the retailer system 11 shown in the first embodiment. That is, the demand amount receiving unit 71 receives the next day's demand plan 41 from the demand input device 21 and receives the received power amount 43 from the power meter 23. The demand amount prediction unit 72 predicts a demand amount 47 for the next 30 minutes at predetermined time intervals based on the demand plan 41 of the next day and the received power amount 43 that varies in real time. At this time, the demand amount prediction unit 72 performs demand prediction with reference to a past fluctuation pattern of the demand amount. The calculated demand 47 is output to the operation plan creation unit 57.
[0066]
  Other components included in the retailer system 13 operate in the same manner as in the first embodiment. Therefore, also in this embodiment, as in the first embodiment, the same amount control is performed with high accuracy and the power retail business is integrated.agePower generation costs can be reduced. Therefore, it is not related to this embodiment.DepartureBy using the electric power system, it is possible to improve the business performance of the power retail business and the power generation business, and to continue these businesses smoothly.
[0067]
In the first embodiment, the case where the power generation business is performed separately from the power retail business is described. In the second embodiment, the case where the power retail business is performed as an integrated unit has been described. It is also possible to configure a power generation system used in the business form. That is, a similar power generation system can be configured also when a total amount of demand from some consumers is received and demand from other customers is received individually.
[0068]
Moreover, although only one generator was installed in each power plant and the generator control apparatus demonstrated the example which controls one generator, it replaced with this and each power plant has several generators. The generator control device may be installed to control a plurality of generators. In this case, the power generator system or the retailer system may create an operation plan for each power plant, and the generator controller may create an operation plan for each generator, or the power generator system or the retailer system. The business operator system may create an operation plan for each generator.
[0069]
In the first embodiment, an example in which the retailer system and the power generation company system are connected in a one-to-one manner has been described. However, the two may be connected in a many-to-many manner. In such a system, the retailer system divides the total amount of demand, and transmits the divided demand amount to each of the plurality of power generation company systems. The generator may be controlled to meet the total power demand received from each of the systems.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a block diagram showing a configuration of a power retail business system including a power generation system according to a first embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a block diagram showing a detailed configuration of the power generation company system shown in FIG.
FIG. 3 is a diagram showing an example of a display screen in the power generation company system shown in FIG. 1;
4 is a block diagram showing a detailed configuration of the generator control device shown in FIG. 1. FIG.
FIG. 5 is a flowchart showing a next day operation plan management process in the power generation company system shown in FIG. 1;
FIG. 6 is a flowchart showing a next day operation plan management process in the generator control apparatus shown in FIG. 1;
FIG. 7 is a flowchart showing a process of a current day operation command in the power generation company system shown in FIG. 1;
FIG. 8 is a flowchart showing the process of the same day operation command in the generator control device shown in FIG. 1;
FIG. 9 is a flowchart showing a dynamic correction process for a generator in the power generation company system shown in FIG. 1;
10 is a diagram for explaining an example of a reference for detecting an abnormality of a generator in the generator control device shown in FIG. 1; FIG.
FIG. 11 is a diagram showing how the contents of the generator database in the power generation company system shown in FIG. 1 are changed.
FIG. 12 is a block diagram showing a configuration of a power generation system having three generators.
13 is a diagram for explaining a dynamic correction process for a generator in the power generation system shown in FIG. 12. FIG.
FIG. 14 is a block diagram showing a configuration of a power retail business system including a power generation system according to a second embodiment of the present invention.
15 is a block diagram showing a detailed configuration of the retailer system shown in FIG.
FIG. 16 is a block diagram showing a configuration of a conventional power retail business system.
[Explanation of symbols]
1 ... Electric power transmission network
11, 13 ... Retailer system
12 ... Power generation system
21 ... Demand input device
22 ... Consumer equipment
23, 33 ... Electric power meter
31 ... Generator control device
32 ... Generator
41 ... Next day demand plan
42 ... Operation plan
43 ... Amount of power received
44 ... Power generation
45, 47 ... Demand
46: Abnormal information
51 ... Command input part
52. Abnormal information receiver
53, 71 ... Demand receiving part
54 ... Supply amount receiver
55 ... Constraint setting part
56 ... Generator database
57 ... Operation planning section
58. Operation plan transmitter
59 ... Display section
61 ... Operation plan receiver
62 ... Operation plan accumulation part
63 ... Generator interface section
64: Abnormal state detection unit
65: Abnormal information transmitter
72 ... Demand forecast section

Claims

A power generation system that includes a center system and a plurality of power generation facility systems that are communicably connected to each other, and that generates electric power that matches a time-varying demand amount at a specified time,
Each of the power generation facility systems
A generator for generating electric power;
A control device that controls the generator based on the operation plan received from the center system, and transmits abnormality information to the center system when abnormality of the generator is detected,
The center system is
Demand amount acquisition means for acquiring the demand amount;
Depending on the demand of the demand acquiring means has acquired, to the demand and the match so the sum and the prescribed time of the power generation amount in each of said generator at a defined time, the operation plan of each of the generator An operation plan creation means for creating
The operation plan for correcting the operation plan of each generator so that the sum of the power generation amount in each of the generators within the specified time and the demand amount coincide with each other when the abnormality information is received from the power generation facility system. Correction means;
An operation plan transmission means for transmitting the operation plan of each of the generators obtained by the operation plan creation means and the operation plan correction means to each of the power generation facility systems ,
The control device detects the actual power generation amount of each of the generators at a predetermined time interval, and if the integrated value of the difference between the actual power generation amount of each of the generators and the demand amount exceeds a threshold, the abnormality To the center system as information,
The operation plan correction means, when receiving the abnormality information from the power generation facility system, the operation plan of each generator so that the deficiency of the power generation amount can be compensated for in the remaining time until the specified time ends. A power generation system characterized by correcting
Power generation system.

The operation plan correction means is configured to determine the difference between the actual power generation amount of the generator that has become abnormal and the power generation amount instructed to the generator in the operation plan at the end of the specified time. If it is determined that correction is not possible even if the generator is controlled, the operation plan of each generator is corrected so that the difference in the amount of generated power is compensated by power generation by a generator other than the generator. The power generation system according to claim 1, wherein:

The operation plan correction means corrects the operation plan of each of the generators when a plan correction instruction is input from a user in addition to when the abnormality information is received. The power generation system described in 1.

The power generation system according to claim 1, wherein the center system and the power generation facility system are always connected via a communication line.