JP4617290B2 - 発電計画システム - Google Patents
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Description
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。)。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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、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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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)。
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。
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。
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。
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)。
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)。
(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。
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)
- 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。 - 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。 - 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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