JP4617290B2 - 発電計画システム - Google Patents

Description

本発明は、電源装置を設置した需要家を含む複数の需要家に対して電力系統を介して電力を供給する電気事業に用いられる発電計画システムに関する。

電力市場の自由化に伴い、コジェネレーション装置等の電源装置を設置した需要家は、エネルギコスト等の所定の評価値の低減を目的として、その電源装置の発電量を計画することができるが、需要家が個々に計画するのでは、その運用形態が煩雑化して、電源装置本来のエネルギ効率の向上効果を得られなくなる場合がある。

このような電源装置を設置した需要家を含む複数の需要家に対して電力系統を介して電力を供給する電気事業において、夫々の需要家に設置された電源装置の運用を一元管理することで、電源装置の運用の自由度が増し、全体でのエネルギコストの低減を実現することが可能となる。
上記電気事業において電力の需給管理を行う発電計画システムとしては、このように電力系統に連系して発電する夫々の電源装置の計画個別発電量の計画を一元化して行うように構成された発電計画システムが知られている（例えば、特許文献１を参照。）。

上記発電計画システムでは、需要家に設置された夫々の電源装置に対して、夫々の電源装置の運転制御を実行する将来の実行時（当日）の前の計画時（前日）において、当該実行日における夫々の需要家の電力需要量の合計を、例えば過去の実績データなどを用いて予測する。そして、夫々の電源装置の計画個別発電量の合計により、より多くの上記電力需要量の合計を賄うことができるように、実行日における夫々の電源装置の計画個別発電量を計画して、その計画した計画個別発電量を対応する電源装置に送信することができる。
そして、夫々の電源装置は、実行日において、上記発電計画システムから受信した計画個別発電量に従って出力を設定することで、全体のエネルギコストの低減に貢献し、例えばその対価を需要家側で受け取ることができる。

特開２００４−２７４９３７号公報

しかしながら、従来の発電計画システムのように、電気系統に連系して発電する全ての電源装置の計画個別発電量の計画を一元化して行う場合には、その予測及び計画するべきデータの総数が甚大なものとなり、処理速度の低下及びシステムの煩雑化の問題が生じる。特に、電源装置が設置された夫々の需要家において、その需要家での電力系統への逆潮流の可否やエネルギコスト等に応じて、夫々の電源装置の計画個別発電量を計画するように構成すれば、更なる処理速度の低下及びシステムの煩雑化が懸念される。

本発明は、上記の課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、処理速度の低下やシステムの煩雑化等の問題を抑制した合理的な構成で、全体及び需要家でのエネルギコスト等の所定の評価値の低減を実現するべく、夫々の電源装置の計画個別発電量の計画を一元化して行うことができる発電計画システムを実現する点にある。

上記目的を達成するための本発明に係る発電計画システムは、電源装置を設置した需要家を含む複数の需要家に対して電力系統を介して電力を供給する電気事業に用いられる発電計画システムであって、その第１特徴構成は、夫々の電源装置を、前記電力系統への逆潮流を許容する状態で発電する逆潮流許容電源装置と、前記電力系統への逆潮流を禁止する状態で発電する逆潮流禁止電源装置とに分類し、第一計画部と第二計画部とを、互いに通信可能な状態で備え、前記第二計画部は、夫々の前記逆潮流禁止電源装置の総発電量可変幅を導出し、前記第一計画部は、夫々の前記逆潮流許容電源装置の計画個別発電量と、前記第二計画部から受信する前記総発電量可変幅の範囲内で、前記逆潮流禁止電源装置に対して要求する電力の過不足量とを導出する第一計画処理を実行し、前記第二計画部は、前記第一計画部から受信する前記過不足量を解消するための夫々の前記逆潮流禁止電源装置の計画個別発電量を計画する点にある。

比較的数は少ない大規模の電源装置は、余剰電力を多く発生することができ、その余剰電力を別の需要家に販売すれば比較的大きなメリットを得ることができることから、上記逆潮流許容電源装置とされることが多く、一方、比較的数が多い小規模の電源装置は、余剰電力が少なく、その余剰電力を別の需要家に販売してもメリットが少ないことから、上記逆潮流禁止電源装置とされることが多い。
そして、上記第一特徴構成によれば、上記第一計画部により上記第一計画処理を実行することで、比較的数は少ない上記逆潮流許容電源装置のみを対象としていることから、夫々の上記逆潮流許容電源装置の計画個別発電量を迅速に計画することができる。従って、上記第一計画部では、処理速度の低下やシステムの煩雑化等の問題を抑制した合理的な構成で、夫々の上記逆潮流許容電源装置の計画個別発電量を計画することができる。
また、上記第一計画部による上記第一計画処理を実行した後に、上記第二計画部が、第一計画部から受信する上記過不足量を解消するための夫々の上記逆潮流禁止電源装置の計画個別発電量を計画することで、上記第一計画処理で計画した夫々の上記逆潮流許容電源装置の計画個別発電量を固定し、上記逆潮流禁止電源装置のみを対象としていることから、夫々の上記逆潮流禁止電源装置の計画個別発電量を迅速に計画することができる。従って、上記第二計画部では、処理速度の低下やシステムの煩雑化等の問題を抑制した合理的な構成で、夫々の上記逆潮流禁止電源装置の計画個別発電量を計画することができる。
以上のように、本発明により、処理速度の低下やシステムの煩雑化等の問題を抑制した合理的な構成で、夫々の電源装置の計画個別発電量の計画を一元化して行うことができる発電計画システムを実現することができる。

本発明に係る発電計画システムの第２特徴構成は、上記第１特徴構成に加えて、エネルギコスト又は環境負荷量を評価値として、夫々の前記逆潮流禁止電源装置が、当該逆潮流禁止電源装置が設置されている需要家の予測個別電力需要量を越えず且つ当該需要家における評価値の低減を目的とした前記逆潮流禁止電源装置についての仮の計画個別発電量を計画し、前記第二計画部は、夫々の前記逆潮流禁止電源装置が計画した前記仮の計画個別発電量に関して、夫々の前記逆潮流禁止電源装置の最大発電量及び最小発電量を参照して、逆潮流を禁止した状態での前記仮の計画個別発電量からの変更可能幅を前記逆潮流禁止電源装置の夫々に対して導出し、夫々の前記逆潮流禁止電源装置の前記仮の計画個別発電量の変更可能幅を合計したものを前記総発電量可変幅として導出する点にある。

上記第２特徴構成によれば、夫々の上記逆潮流禁止電源装置が、当該逆潮流禁止電源装置が設置されている需要家の予測個別電力需要量を越えず且つ当該需要家における評価値の低減を目的とした上記逆潮流禁止電源装置についての仮の計画個別発電量を計画し、更に、上記第二計画部が、夫々の前記逆潮流禁止電源装置が計画した前記仮の計画個別発電量に関して、夫々の前記逆潮流禁止電源装置の最大発電量及び最小発電量を参照して、逆潮流を禁止した状態での前記仮の計画個別発電量からの変更可能幅を前記逆潮流禁止電源装置の夫々に対して導出し、夫々の前記逆潮流禁止電源装置の前記仮の計画個別発電量の変更可能幅を合計したものを前記総発電量可変幅として導出することで、上記第一計画部が、上記逆潮流禁止電源装置に対して要求する電力の過不足量を導出して、上記第二計画部において確実にその過不足量を解消するように、夫々の逆潮流禁止電源装置の計画個別発電量を変更することができる。

本発明に係る発電計画システムの第３特徴構成は、上記第２特徴構成に加えて、前記第一計画部は、前記第一計画処理において、全体の評価値の低減を目的として、夫々の前記逆潮流許容電源装置の計画個別発電量と、夫々の前記逆潮流禁止電源装置に対して要求する前記過不足量とを導出し、並びに、前記第一計画処理で評価値の低減を目的とした場合の全体の評価値に対する、夫々の前記逆潮流許容電源装置と夫々の前記逆潮流禁止電源装置との総給電量の過不足の解消を優先した場合の評価値の増加量を許容評価値増加量として導出し、
前記第二計画部は、前記第一計画部から受信する前記過不足量を解消し且つ夫々の前記逆潮流禁止需要家の評価値及び全体の評価値の低減を実現し得るように、前記第一計画部から受信する前記過不足量を解消するための夫々の前記逆潮流禁止電源装置の前記仮の計画個別発電量の変更幅を導出して、夫々の前記逆潮流禁止電源装置の前記仮の計画個別発電量を前記変更幅分変更したときの全体の評価値増加量を導出し、当該評価値増加量が前記第一計画部から受信する前記許容評価値増加量を越えるときには、夫々の前記逆潮流禁止電源装置の前記仮の計画個別発電量の変更を禁止する点にある。

上記第３特徴構成によれば、上記第一計画部が、夫々の前記逆潮流許容電源装置の計画個別発電量の計画したときの全体のエネルギコスト又は環境負荷量を評価値に基づいて、上記第一計画処理で評価値の低減を目的としたときの全体の評価値に対する、評価値の低減を目的としない場合の評価値の増加量を許容評価値増加量とする形態で、許容評価値増加量を決定し、第二計画部に送信することができる。
そして、上記第二計画部が、上記過不足量を解消し且つ夫々の逆潮流禁止需要家の評価値及び全体の評価値の低減を実現し得るように、上記過不足量を解消するための夫々の逆潮流禁止電源装置の上記仮の計画個別発電量の変更幅を導出して、夫々の上記逆潮流禁止電源装置の上記仮の計画個別発電量を上記変更幅分変更したときの全体の評価値増加量が、上記許容評価値増加量を越えるときには、夫々の逆潮流禁止電源装置の仮の計画個別発電量を変更してもメリットが無いとして、夫々の前記逆潮流禁止電源装置の仮の計画個別発電量の変更を禁止し、全体の評価値の無用な増加を抑制することができる。

本発明に係る発電計画システムの実施の形態について、図面に基づいて説明する。
図１は、特定規模電気事業者（以下、「ＰＰＳ」（Ｐｏｗｅｒ Ｐｒｏｄｕｃｅｒ ａｎｄ Ｓｕｐｐｌｉｅｒ）と呼ぶ。）が電力を、電力系統１を介して複数の需要家３へ供給する電気事業の様子及びその電気事業に用いられる発電計画システム１０の概略構成を示す図であり、図２は、本発明に係る発電計画システム１０により実行される発電計画処理のフロー図である。

図１に示すように、夫々の需要家３は、電気機器などのように電力を消費する電力負荷４を有し、その電力負荷４における電力需要を電力系統１の受電電力等で賄う。

また、複数の需要家３の少なくとも一部には、コージェネレーション装置や蓄放電装置などのように、電力負荷４における電力需要の少なくとも一部を賄う形態で電力を発生可能な電源装置Ｇが夫々設けられている。
具体的には、複数の需要家３の一部である逆潮流許容需要家３ａには、電力系統１への逆潮流を許容する状態、即ち当該需要家３ａの電力負荷４における電力需要量に関係無く発電を行う逆潮流許容電源装置Ｇａが設けられており、一方、複数の需要家３の一部である逆潮流禁止需要家３ｂには、電力系統１への逆潮流を禁止する状態、即ち当該需要家３ｂの電力負荷４における電力需要量を越えない範囲で発電を行う逆潮流禁止電源装置Ｇｂが設けられている。

尚、夫々の需要家３において、電力負荷４で消費される電力量を個別電力需要量、電源装置Ｇで発生される電力量を個別発電量、電力系統１から電力負荷４に供給される電力量を個別受電量と呼ぶ。ここで、この個別受電量は、正の値の場合には、電力系統１側から需要家３側へ電力が供給される状態を表し、逆に、負の値の場合には需要家３側から電力系統１側へ電力が供給される状態を表す。
また、上記夫々の需要家３における上記個別受電量等は、上記ＰＰＳが運用するネットワーク型コンピュータシステムである需要管理システム２０により管理されている。即ち、需要管理システム２０は、複数の需要家３の過去における個別受電量、個別発電量、個別電力需要量の実績値を、実個別受電量、実個別発電量、実個別電力需要量として需要データベース（需要ＤＢ）２１に格納するように構成されている。尚、これら実個別受電量や実個別発電量は、電力系統１と夫々の需要家３の間に設置された公知の電力メータや電源装置Ｇに設置された電力メータ等により計測することができ、また、実個別電力需要量は、実個別電力受電量と実個別発電量との和として求めることができる。

更に、上記需要管理システム２０は、上記需要データベース２１に格納されている過去の実個別電力需要量に基づいて、将来の個別電力需要量を予測個別電力需要量として予測し、この予測個別電力需要量も併せて需要ＤＢ２１に格納するように構成されている。
例えば、需要管理システム２０は、将来の所定日の月日、曜日、天候などの属性と同じ属性を有する実個別電力需要量を上記需要量ＤＢ２１から抽出し、その抽出した実個別電力需要量の夫々の平均値などを、上記将来の所定日における予測個別電力需要量とする形態の予測方法やその他の公知の予測方法を利用することができる。尚、需要管理システム２０は、夫々の需要家３に電力を供給する将来の実行時としての当日における夫々の需要家３の予測個別電力需要量を、実行時の前である前日の計画時の前に予測して需要ＤＢ２１に格納する。

また、需要家３としては、上記のように電源装置Ｇを設置した需要家３ａ，３ｂ以外に、電源装置Ｇが設置されておらず、電力負荷４における電力需要量の全てを電力系統１からの受電電力で賄う需要家３ｃを含んでも構わない。
また、この電力系統１としては、別の電力会社が運営管理する送電線を利用しても構わないが、上記ＰＰＳが自ら運営管理する自営線を利用しても構わない。

上記ＰＰＳの電力調達形態は、自ら運用する発電装置Ｇｏや上記逆潮流許容電源装置Ｇａの発生電力を電力系統１に供給する形態の他、外部の市場で購入した購入電力を電力系統１に供給する形態等があり、全ての需要家３の個別受電量の合計と同量の電力が、上記夫々の電力調達形態で調達される。尚、外部電力調達先は、上記市場に限らず、他の電力事業者や電力会社等としても構わない。

上記ＰＰＳが運用するネットワーク型コンピュータシステムとして、上記発電装置Ｇｏや需要家３ａ，３ｂに設けられた夫々の電源装置Ｇａ，Ｇｂの個別発電量を計画するための発電計画システム１０が設けられている。
更に、この発電計画システム１０は、夫々の電源装置Ｇを上述した逆潮流許容電源装置Ｇａと逆潮流禁止電源装置Ｇｂとに分類して、夫々の逆潮流許容電源装置Ｇａに対応付けられて設けられた第一計画システム（第一計画部の一例）１１と、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂに対応付けられて設けられた第二計画システム（第二計画部の一例）１２とを、互いに通信可能な状態で各別に備えてなる発電計画システム１０が設けられている。そして、上記第一計画システム１１が、夫々の逆潮流許容電源装置Ｇａの計画個別発電量を計画する第一計画処理を実行し、次に、上記第二計画システム１２が、当該第一計画システム１１での計画結果に基づいて夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量を計画する第二計画処理を実行するように構成されている。

即ち、発電計画システム１０は、第一計画システム１１と第二計画システム１２と夫々の電源装置Ｇとが一体となって、夫々の需要家３に電力を供給する将来の実行時としての当日における夫々の電源装置Ｇの個別発電量を計画するべく、実行時の前である前日の所定の計画時、更には、実行時である当日に、所定の処理を実行するように構成されており、その処理のフローについて、図２に基づいて説明する。

先ず、前日において発電計画システム１０により実行される計画処理について説明する。
前日の計画処理では、先ず、逆潮流禁止電源装置Ｇｂが、上記第二計画システム１２による第二計画処理の実行前に、当該逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量を計画する運転計画処理（ステップ＃１１）を実行する。
例えば、逆潮流禁止電源装置Ｇｂは、上記運転計画処理（ステップ＃１１）において、上述した需要ＤＢ２１から抽出して又は自ら予測して逆潮流禁止需要家３ｂにおける予測個別電力需要量を取得し、計画個別発電量がその予測個別電力需要量を越えない範囲内、即ち電力系統１への逆潮流が発生しない範囲内で、当該逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量を、例えば逆潮流需要家の電力需要や熱需要等に基づいて計画する。
即ち、この運転計画処理（ステップ＃１１）により、夫々の逆潮流禁止需要家３ｂにおいて、エネルギコスト（評価値の一例）の低減を目的として、逆潮流禁止電源装置３ｂの計画個別発電量を独自に計画することができる。
尚、上記運転計画処理（ステップ＃１１）で計画された逆潮流禁止電源装置３ｂの計画個別発電量は、後述する第二計画処理（ステップ＃１５）で計画される変更幅分変更される場合があることから、逆潮流禁止電源装置３ｂの仮の計画個別発電量となる。

尚、上記エネルギコストとは、単位電力量あたりの電力を発生するのに必要な発電コストを示し、例えば、発電コストは、単位電力量あたりの電力を発生するときに電源装置Ｇが消費する一次エネルギ費用や運用費用の合計として計算することができる。また、上記電源装置Ｇが電力に加えて熱をも発生するコージェネレーション装置である場合には、上記エネルギコストを、上記発電コストから、上記電源装置Ｇが発生した熱により削減されたエネルギ料金の削減量を差し引いたものとして計算しても構わない。

次に、上記第二計画システム１２は、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量の変更可能幅の合計を総発電量可変幅として導出する総発電量可変幅導出処理（ステップ＃１２）を実行して、当該総発電量可変幅を前記第一計画システム１１に送信する。
例えば、第二計画システム１２は、上記総発電量可変幅導出処理（ステップ＃１２）において、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂについて、最大発電量及び最小発電量などの仕様を参照し、逆潮流を禁止した状態を維持して、予め計画してある当該逆潮流禁止電源装置３ｂの計画個別発電量の変更可能幅を夫々導出する。そして、夫々の逆潮流禁止電源装置６ｂの計画個別発電量の変更可能幅を合計したものを総発電量可変幅として導出する。よって、このように導出した総発電量可変幅は、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量を変更することにより変更可能な予測総受電量の幅と一致する。

次に、上記第一計画システム１１は、後の上記第二計画システム１２による第二計画処理（ステップ＃１２）により解消するべき過不足量が、上記第二計画システム１１から受信した総発電量可変幅の範囲内となるように、その総発電量可変幅に基づいて、夫々の前記逆潮流許容電源装置Ｇａの計画個別発電量、更には、自ら運用する発電装置Ｇｏや外部等から調達する電力調達量を計画する第一計画処理（ステップ＃１３）を実行して、当該過不足量を前記第二計画システム１２に送信する。
即ち、この第一計画処理（ステップ＃１３）により、全体のエネルギコストの低減を実現し得るように、夫々の上記逆潮流許容電源装置Ｇａの計画個別発電量等を計画することができる。
尚、上記目標総給電量は、需要ＤＢ２１から抽出した予測個別電力需要量の合計から、発電装置Ｇｏの計画発電量の合計、外部の市場から購入した計画購入電力量の合計等を差し引いたものとして設定される。
また、上記発電装置Ｇｏの計画発電量は、上記逆潮流許容電源装置Ｇａの計画発電量と同時に計画するように構成しても構わない。
よって、上記第一計画処理（ステップ＃１３）では、処理速度の低下やシステムの煩雑化等の問題を抑制した合理的な構成で、全体のエネルギコストの低減を実現し得るように、夫々の上記逆潮流許容電源装置Ｇａの計画個別発電量が計画される。
そして、この第一計画処理（ステップ＃１３）で計画された夫々の計画個別発電量が、夫々の逆潮流許容電源装置Ｇａに送信される。

更に、上記第一計画システム１１は、上記第一計画処理（ステップ＃１３）の実行時の全体のエネルギコストに基づいて許容コスト増加量を決定する許容コスト増加量決定処理（ステップ＃１４）を実行して、当該許容コスト増加量を第二計画システム１１に送信する。
例えば、上記許容コスト増加量決定処理（ステップ＃１４）では、上記第一計画処理（ステップ＃１３）において、全体のエネルギコストの低減を優先した場合の全体のエネルギコストに対して、目標総給電量に対する計画総給電量の過不足量の解消を優先した場合の全体のエネルギコストの増加量を、上記許容コスト増加量として決定する。

次に、上記第二計画システム１２は、第一計画システム１１から受信した過不足量を解消するように、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの予め計画された計画個別発電量の変更幅を計画する第二計画処理（ステップ＃１５）を実行する。
即ち、この第二計画処理（ステップ＃１５）により、例えば３０分の規定期間内での給電量と受電量とを３％以内の誤差で一致させる所謂同時同量の規則に従うために、上記過不足量を解消し、且つ、夫々の逆潮流禁止需要家３ｂのエネルギコスト及び全体のエネルギコストの低減を実現し得るように、予め夫々の逆潮流禁止需要家３ｂのエネルギコストの低減を目的として計画された夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量を変更する形態で、その変更量を計画することができる。即ち、上記過不足量を解消するための予測総受電量の変更幅が、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量の変更幅として最適に分配されることになる。
よって、上記第二計画処理（ステップ＃１５）では、処理速度の低下やシステムの煩雑化等の問題を抑制した合理的な構成で、全体のエネルギコスト及び夫々の逆潮流禁止需要家３ｂのエネルギコストの低減を実現し得るように、夫々の上記逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量が計画される。

更に、上記第二計画システム１２は、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量を上記第二計画処理（ステップ＃１５）で計画した変更幅分変更したときの全体のエネルギコスト増加量を導出し、そのエネルギコスト増加量が第一計画システム１１から受信した許容コスト増加量を越えるときには、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量の変更を禁止する計画個別発電量変更禁止処理（ステップ＃１６）を実行する。
即ち、この計画個別発電量変更禁止処理（ステップ＃１６）では、エネルギコスト増加量が許容コスト増加量を超えない場合には、第二計画処理（ステップ＃１５）で計画された夫々の変更幅が、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂに送信され、逆に、エネルギコスト増加量が許容コスト増加量を超える場合には、夫々の変更幅を夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂに送信することなく、第一計画システム１１に、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量の変更を禁止したことを通知するための変更禁止通知を送信する。
そして、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂでは、上記変更幅を受信した場合には、予め計画した仮の計画個別発電量を当該受信した変更幅分変更したものを、最終的な計画個別発電量とし（ステップ＃１７）、一方、上記変更幅を受信しなかった場合には、予め計画した仮の計画個別発電量を最終的な計画個別発電量とする。

上記変更禁止通知を受信した第一計画システム１１は、その変更禁止通知を受信することにより、第二計画システム１２に送信した過不足量が解消されないことを認識し、上述した第一計画処理（ステップ＃１３）と同様の再度計画処理を実行して、当該過不足量が解消されるように、夫々の前記逆潮流許容電源装置Ｇａの計画個別発電量を再計画する再計画処理（ステップ＃１８）を実行する。
即ち、この再計画処理（ステップ＃１８）により、同時同量の規則に従うために、当該過不足量を解消するように、予め夫々の逆潮流許容電源装置Ｇａの計画個別発電量等を再計画することができる。
そして、この再計画処理（ステップ＃１８）で計画された夫々の計画個別発電量が、夫々の逆潮流許容電源装置Ｇａに送信され、夫々の逆潮流許容電源装置Ｇａでは、前に受信した計画個別発電量が後に受信したものに変更される（ステップ＃１９）。

上記のように発電計画システム１０による計画処理を実行することにより、夫々発電計画システム１０から計画個別発電量を受信した夫々の電源装置Ｇは、当日において、当該受信した計画個別発電量に対して実際の個別発電量を一致させるように、運転制御を開始することで（ステップ＃２１，＃２２）、全体のエネルギコスト及び夫々の需要家３のエネルギコストの最適化が図られる。
また、例えば、電力系統１に逆潮流して電力を供給した逆潮流許容需要家３ａに対してはその給電量に見合った対価、全体のエネルギコストの低減のために逆潮流禁止電源装置Ｇの計画個別発電量を変更した逆潮流禁止需要家３ｂについてはそのエネルギコストの低減に見合った対価を、ＰＰＳから支払うようにしても構わない。

次に、当日における発電計画システム１０による処理について説明する。
第一計画システム１１は、当日において、現在進行中の規定期間（例えば３０分毎）における目標総給電量に対する計画総給電量の過不足量を監視し（ステップ＃２３）、その過不足量が許容量を超える場合には、第二計画システム１２に、その過不足量と、その過不足量を解消する場合に許容される許容コスト増加量とを送信する。尚、この過不足量の監視（ステップ＃２３）は、第二計画システム１２や需要管理システム２０などの他のシステムで行っても構わない。

そして、発電計画システム１０は、前日の計画処理に実行した第二計画処理（ステップ＃１５）及び計画個別発電量変更禁止処理（ステップ＃１６）及び再計画処理（ステップ＃１８）と同様の処理を適宜実行する。
即ち、第二計画システム１１は、第一計画システム１１から受信した現在進行中の規定期間における過不足量を解消するように、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの規定期間終了までの計画個別発電量の変更幅を計画する第二計画処理（ステップ＃２４）を実行する。

更に、上記第二計画システム１２は、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量を上記第二計画処理（ステップ＃２４）で計画した変更幅分変更したときの全体のエネルギコスト増加量を導出し、そのエネルギコスト増加量が第一計画システム１１から受信した許容コスト増加量を越えるときには、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量の変更を禁止する計画個別発電量変更禁止処理（ステップ＃２５）を実行する。
即ち、この計画個別発電量変更禁止処理（ステップ＃２５）では、エネルギコスト増加量が許容コスト増加量を超えない場合には、第二計画処理（ステップ＃２４）で計画された夫々の変更幅が、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂに送信され、逆に、エネルギコスト増加量が許容コスト増加量を超える場合には、夫々の変更幅を夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂに送信することなく、第一計画システム１１に、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量の変更を禁止したことを通知するための変更禁止通知を送信する。
そして、上記変更幅を受信した夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂでは、現在進行中の規定期間終了までの計画個別発電量が受信した変更幅分変更される（ステップ＃２６）。

上記変更禁止通知を受信した第一計画システム１１は、その変更禁止通知を受信することにより、現在進行中の規定期間における過不足量が解消されないことを認識し、当該過不足量が解消されるように、夫々の前記逆潮流許容電源装置Ｇａの規定期間終了までの計画個別発電量を再計画する再計画処理（ステップ＃２７）を実行する。
そして、この再計画処理（ステップ＃２７）で計画された夫々の計画個別発電量が、夫々の逆潮流許容電源装置Ｇａに送信され、夫々の逆潮流許容電源装置Ｇａでは、現在進行中の規定期間終了までの計画個別発電量が後に受信したものに変更される（ステップ＃２８）。

〔別実施形態〕
（１）上記実施の形態では、図２の処理フローを参照して、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂによる運転計画処理（ステップ＃１１）により逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量を計画した後に、第二計画システム１２による第二計画処理（ステップ＃１５）により、夫々の逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量に対する変更幅を計画するように構成したが、上記運転計画処理を省略して、第二計画システムが逆潮流禁止電源装置Ｇｂの計画個別発電量を計画するように構成しても構わない。

（２）上記実施の形態では、図２に示す処理フローを参照して、第二計画システム１２が総発電量可変幅導出処理（ステップ＃１２）を実行して、総発電量可変幅を導出したが、別に、第二計画システム以外の例えば需要管理システム等が当該総発電量可変幅導出処理を実行するように構成しても構わない。

（３）上記実施の形態では、図２に示す処理フローを参照して、第二計画システム１２が計画個別発電量変更禁止処理（ステップ＃１６）を実行するように構成したが、別に当該計画個別発電量変更禁止処理を省略しても構わない。

（４）上記実施の形態では、評価値としてのエネルギコストの低減を目的として電源装置Ｇの計画個別発電量を計画したが、例えば、評価値としての二酸化炭素排出量などの環境負荷の低減を目的として電源装置Ｇの計画個別発電量を計画しても構わない。

（５）第一計画システム１１と第二計画システム１２とは、別に、同じ場所に設置された同一又は個別のシステムとして構成しても構わないし、別の場所に設置された個別のシステムとして構成しても構わない。

本発明に係る発電計画システムは、処理速度の低下やシステムの煩雑化等の問題を抑制した合理的な構成で、全体及び需要家でのエネルギコスト等の所定の評価値の低減を実現するべく、夫々の電源装置の計画個別発電量の計画を一元化して行うことができる発電計画システムとして有効に利用可能である。

電源装置を設置した需要家を含む複数の需要家に対して電力系統を介して電力を供給する電気事業に用いられる発電計画システムの概略構成図 発電計画システムにより実行される発電計画処理のフロー図

符号の説明

１：電力系統
３：需要家
１０：発電計画システム
１１：第一計画システム（第一計画部）
１２：第二計画システム（第二計画部）

Claims (3)

1. 電源装置を設置した需要家を含む複数の需要家に対して電力系統を介して電力を供給する電気事業に用いられる発電計画システムであって、
   夫々の電源装置を、前記電力系統への逆潮流を許容する状態で発電する逆潮流許容電源装置と、前記電力系統への逆潮流を禁止する状態で発電する逆潮流禁止電源装置とに分類し、
   第一計画部と第二計画部とを、互いに通信可能な状態で備え、
   前記第二計画部は、夫々の前記逆潮流禁止電源装置の総発電量可変幅を導出し、
   前記第一計画部は、夫々の前記逆潮流許容電源装置の計画個別発電量と、前記第二計画部から受信する前記総発電量可変幅の範囲内で、前記逆潮流禁止電源装置に対して要求する電力の過不足量とを導出する第一計画処理を実行し、
   前記第二計画部は、前記第一計画部から受信する前記過不足量を解消するための夫々の前記逆潮流禁止電源装置の計画個別発電量を計画する発電計画システム。
2. エネルギコスト又は環境負荷量を評価値として、
   夫々の前記逆潮流禁止電源装置が、当該逆潮流禁止電源装置が設置されている需要家の予測個別電力需要量を越えず且つ当該需要家における評価値の低減を目的とした前記逆潮流禁止電源装置についての仮の計画個別発電量を計画し、
   前記第二計画部は、夫々の前記逆潮流禁止電源装置が計画した前記仮の計画個別発電量に関して、夫々の前記逆潮流禁止電源装置の最大発電量及び最小発電量を参照して、逆潮流を禁止した状態での前記仮の計画個別発電量からの変更可能幅を前記逆潮流禁止電源装置の夫々に対して導出し、夫々の前記逆潮流禁止電源装置の前記仮の計画個別発電量の変更可能幅を合計したものを前記総発電量可変幅として導出する請求項１に記載の発電計画システム。
3. 前記第一計画部は、前記第一計画処理において、全体の評価値の低減を目的として、夫々の前記逆潮流許容電源装置の計画個別発電量と、夫々の前記逆潮流禁止電源装置に対して要求する前記過不足量とを導出し、並びに、前記第一計画処理で評価値の低減を目的とした場合の全体の評価値に対する、夫々の前記逆潮流許容電源装置と夫々の前記逆潮流禁止電源装置との総給電量の過不足の解消を優先した場合の評価値の増加量を許容評価値増加量として導出し、
   前記第二計画部は、前記第一計画部から受信する前記過不足量を解消し且つ夫々の前記逆潮流禁止需要家の評価値及び全体の評価値の低減を実現し得るように、前記第一計画部から受信する前記過不足量を解消するための夫々の前記逆潮流禁止電源装置の前記仮の計画個別発電量の変更幅を導出して、夫々の前記逆潮流禁止電源装置の前記仮の計画個別発電量を前記変更幅分変更したときの全体の評価値増加量を導出し、当該評価値増加量が前記第一計画部から受信する前記許容評価値増加量を越えるときには、夫々の前記逆潮流禁止電源装置の前記仮の計画個別発電量の変更を禁止する請求項２に記載の発電計画システム。

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