JP5028136B2 - 電力供給システム、電力供給方法および電力会社の計算機 - Google Patents

Description

本発明は、発電業者が電力会社の送電線ネットワークを介して契約相手の需要家に電力を供給する電力供給システムおよび電力料金決済システムに係り、特に、発電業者の発電設備およびこの発電設備からの電力供給方法に関する。

2000年３月２１日からの改正電気事業法の施行により、一般電気事業者(電力会社)により独占的になされていた需要者への電力供給の一部が自由化され、特別高圧(20,000Ｖ以上)で受電し使用規模が2,000ｋＷ以上の特別規模需要者(需要家)を対象とした電力供給への新規参入が認められた。

新規参入する特定規模電気事業者(発電業者)は、一定の条件を満たす限り、電力会社の既存の送電線ネットワークを利用して、需要家に電力を小売りする小売託送ができるようになった。

また、需要家は、電気事業者の選択により安価な電力を使用できるようになった。

このように、電力会社の送電線ネットワーク(電力系統)を利用する条件としては、法令や系統連係技術要件などの遵守および電力会社の給電指令の遵守に加え、３０分単位の電力需要に追随して託送契約電力を供給する同時同量運転が定められている。

なお、発電業者の発電機の事故などで、発電業者が需要家に対して電力を託送できず、同時同量運転が実施されなかった場合、発電業者は、電力会社に対して事故時補給電力料金(ペナルティ料金)を支払う。

このとき発生する電力不足分および超過分は、電力会社所有の発電設備が補償することになる。

2003年に予定されている電気事業法のさらなる改正により、電力の卸売り単価が時間単位で売買されるスポット形市場が導入される場合、市場取引の結果として、時間帯の境目で発電量指令が変更されるので、時間帯初めの１０〜２０分間は、系統周波数の変動による電力品質の悪化が懸念されている。

また、発電業者が所有する発電設備が系統に複数台接続されている場合、複数台の発電設備が一斉に起動停止または負荷運転すると、電力系統には、局所的な電圧の変動が生ずる可能性がある。

この現象が電力系統全体に波及した場合、１〜数秒周期で系統全体が動揺する電力動揺現象となり、電力系統の安定度が損なわれる。

上記周波数変動および電圧変動を補償するため、発電業者には、３０分間の同時同量運転が、また、電力会社の発電設備には、急速負荷運転や部分負荷運転などのより厳しい運転条件が課せられる。

市場取引に応じた発電設備の周波数変動や発電設備の起動停止による電圧変動は、電力系統においては、電力の品質を低下させる外乱であり、３０分単位での同時同量運転によって１０〜２０分間の電力品質を高めることは、困難である。

また、周波数変動および電圧変動を電力会社所有の大出力発電設備で補償した場合、負荷変化運転または部分負荷運転などの回数が増大し、大出力発電設備の運転コストが増大する。

発電業者や需要家の電力設備を電力市場自由化に伴う電力取引の契約に基づいて制御する電力設備制御手段を設けた電力系統安定化システムが提案されている(例えば、特許文献１参照)。

特開2002−034155号公報(第５頁 図１)

特許文献１においては、発電量が需要を大幅に上回ることが予想される場合に、どの発電業者の発電機を遮断すれば、電力会社が発電業者に支払う金銭的補償を最少にできるかという観点で電力設備制御手段が構成されている。

しかし、契約を締結している需要家の了承が得られれば、発電業者が発電機を自己都合で遮断することは基本的に自由なので、電力会社は、依然として、夏期の最大需要に対応する発電能力の発電設備を自ら確保しなければならず、総体としてのコスト／パフォーマンスが改善されたとはいえなかった。

本発明の課題は、発電業者の発電設備から契約した需要家に電力会社の電力系統を介して高品質の電力を安定供給する発電能力を確保しながら、電力供給系統総体としてのコスト／パフォーマンスを改善することである。

本発明は、上記課題を解決するために、電力会社の発電設備と、前記電力会社の送電線ネットワークを介して契約相手の需要家の受電設備に電力を供給する発電業者の発電設備とを有する電力供給システムにおいて、前記需要家から送信された前記需要家の受電設備の発電量指令に対応して、電力系統を安定化させるための発電量指令修正値を算出して前記発電業者に送信する前記電力会社の計算機と、前記電力会社の計算機から送信された前記発電量指令修正値を受信して、前記発電量指令修正値に基づいて前記発電設備を制御する前記発電業者の計算機とを備え、前記電力会社の計算機は、前記発電量指令修正値に基づいて発電した前記発電設備の発電量実績と前記発電量指令修正値とに基づいて前記電力系統の周波数変動または電圧変動の補償に対する前記発電設備の寄与率を算出し、算出した前記寄与率に前記発電量実績に伴う前記発電設備の損失と予め契約で定めた払い戻し係数を乗じて、前記発電業者に支払う系統安定化料金を求めることを特徴とする電力供給システムを提案する。

また、電力会社の送電線ネットワークを介して発電業者の発電設備から契約相手の需要家の受電設備に電力を供給する電力供給方法において、前記電力会社の計算機により、前記需要家から送信される前記需要家の受電設備の発電量指令を受信して、電力系統を安定化させるための発電量指令修正値を算出して前記発電業者に送信し、前記発電業者の計算機により、前記電力会社の計算機から送信される前記発電量指令修正値を受信して、前記発電量指令修正値に基づいて前記発電設備を制御し、前記電力会社の計算機は、前記発電量指令修正値に基づいて発電した前記発電設備の発電量実績と前記発電量指令修正値とに基づいて、前記電力系統の周波数変動または電圧変動の補償に対する前記発電設備の寄与率を算出し、算出した前記寄与率に前記発電量実績に伴う前記発電設備の損失と予め契約で定めた払い戻し係数を乗じて、前記発電業者に支払う系統安定化料金を求めることを特徴とする電力供給方法を提案する。

本発明によれば、電力会社は、発電業者の発電設備を用いて系統の周波数変動を補償するので、周波数変動分を多数の機器に割り当て、電力の周波数変動を容易に補償し、高品質の電力を供給できる。

また、電力会社は、発電業者の発電設備を用いて系統の電圧変動を補償するので、系統で局地的に発生する電圧の動揺を電力会社管内の電力系統全体に波及する前に抑制し、高品質の電力を供給できる。

さらに、発電業者の参入により悪化した電力系統を発電業者の発電設備により補正するので、系統周波数または電力の微小変動に対して、電力会社所有の発電設備を部分負荷運転または負荷変化運転することなく、電力系統を安定化できる。

結果として、電力会社においては、発電設備の運用コストを削減できる。

次に、図１〜図１１を参照して、本発明による電力供給システムおよび電力料金決済システムの実施例を説明する。

図１は、本発明による電力供給システムおよび電力料金決済システムの実施例１における電力会社，発電業者，需要家の関係を示す図である。

図１において、需要家３と発電業者２とは、例えば、相対契約を結んでいる。発電業者２が所有する発電設備で発生した電力１２は、電力会社１所有の電力系統経由で需要家３に送電され、需要家３所有の受電設備で消費される。需要家３は、受電量に応じた電力料金１４を発電業者２に支払う。

従来の契約方式では、需要家３は、必要とする電力(発電量指令)を電力会社１および発電業者２に送信する。発電業者２は、需要家３の発電量指令に従い、発電業者２所有の発電設備を駆動し、発電する。電力会社１は、需要家３の発電量指令と発電業者２の電力発生量を監視し、電力発生量が３０分以内で同時同量を満たしているかどうかを判定していた。

これに対して、本発明の契約方式では、電力会社１が、需要家３から送信された発電量指令１０を電力系統の周波数変動または電圧変動を補償するための信号(周波数制御指令，電圧制御指令)で修正し、発電業者２に送信する。本発明では、修正後の発電量指令を発電量指令修正値１１という。

発電業者２は、需要家３の発電量指令１０に相当する電力分と電力会社１からの周波数制御，電圧制御分に相当する電力分とを電力系統に供給する。

発電業者２は、需要家３から電力料金１４を得るとともに、発生した電力１２の電力系統安定化に対する寄与率に応じて、電力会社１から系統安定化料金１５を得る。

図２は、図１で説明した電力会社，発電業者，需要家の間における信号，エネルギー，料金の流れを詳細に示す図である。

需要家３は、発電業者２および電力会社１に発電量指令１０を出力する。

電力会社１は、需要家３の発電量指令１０と系統周波数，系統電圧の測定値とから、系統周波数，電圧変動を制御するための発電量指令を計算し、この信号を発電量指令修正値１１として発電業者２に出力する。

発電量指令１０および発電量指令修正値１１の送信手段としては、インターネット，通信衛星を介した無線，電力線を用いた信号搬送，または電力系統内で独自に敷設した専用線などの種々の方法が考えられる。本発明は、これら通信方法には依存しない。

発電業者２は、発電量指令修正値１１を取り込み、この値を追従するように発電業者２の発電設備で電力１２を発生する。

発生した電力１２のうち、需要家３が発電量指令として出力した発電量は、需要家３が電力系統に接続した受電設備で消費する。

このとき、電力１２は、見かけ上、発電業者２の発電設備から需要家３の受電設備まで、電力会社１の電力系統を使用して移動したとみなされるので、発電業者２は、電力会社１に対して電力系統の使用料金すなわち託送料金１６を支払う。

需要家３は、発電業者２に対して電力の使用料金１４を支払う。

さらに、電力会社１は、発電量指令修正値１１と発電業者２の電力１２とを計測し、発電量指令修正値１１と電力１２とを比較する。発電業者２は、３０分以内で同時同量制御がされていなかった場合、電力会社１に対してペナルティ料金１７を支払う。

本発明では、発電業者２の電力１２が電力系統の周波数変動または電圧変動の安定化に寄与した場合、電力会社１は、寄与率に応じて発電業者２に対して系統化安定化料金１５を支払う。

発電業者２が電力会社１に支払う金額Ｇtotalは、数式１で求められる。

ここで、Ｇcは託送料金１６，Ｇpはペナルティ料金１７，Ｇsは系統安定化料金１５であり、Ｇtotalの符号が負の場合、電力会社１は、発電業者２に対してＧtotalの金額を支払う。

託送料金Ｇcおよびペナルティ料金Ｇpは、電力会社１−発電業者２間で締結される契約条項内で定義されたものとする。

系統安定化料金Ｇsは、電力会社１が所有する発電設備で周波数制御または電圧制御運転を実施した場合のプラント運転効率の損失分を原資として決定する。系統安定化料金Ｇsの算定方法は、後述する。

図３は、本発明を適用すべき電力供給システムおよび電力料金決済システムの実施例の系統構成の一例を示す図である。

電力会社１の発電設備１１１，発電業者２の発電設備１１２，需要家３の受電設備１１３は、それぞれ電力系統２００に接続されている。電力会社１，発電業者２および需要家３は、相互に発電量指令を入力，出力するための計算機１２１，１２２，１２３を備えている。これらの計算機は、インターネットまたは独自の専用線２０１で接続されている。なお、本発明の計算機は、発電量指令を相互に入力，出力するだけでなく、受電設備または発電設備の監視制御に併用してもよい。

電力系統２００は、電力会社１が所有しているので、発電業者２が発電設備１１２で発生した電力を需要家３に託送する際には、託送料金が発生する。

入力・表示部１０１，１０２，１０３は、図２で説明した発電量指令と、電力発生量，託送料金，ペナルティ料金，系統安定化料金などの各種情報と、発電設備，受電設備の運転状態とを表示する。

特に、需要家３は、入力・表示部において発電業者２および電力会社１に対する発電量指令を入力する。

図４は、実施例１の発電業者２における画面表示の一例を示す図である。

発電業者２は、電力会社１が送信した発電量指令修正値に従い、発電設備を運用する。そのため、発電業者２の表示画面は、需要家発電量指令１と電力会社発電量指令修正値２とを表示する。発電業者２の発電実績である発電量計測値３は、電力会社発電量指令修正値２に追従した波形となる。

図４では、電力会社１または需要家３側の発電量指令をトレンドグラフとして示してある。トレンド表示に代えてまたはトレンド表示と並べて、現在値を強調表示／数値表示する方式も考えられる。

図５は、実施例１の電力会社における入力手段の一例を示す図である。図５においては、電力会社１における入力手段を制御盤に設置した操作ボタンとして表している。系統周波数制御時、電力会社１は、周波数制御ボタンａを押して周波数制御を開始する。

このとき、周波数制御の対象として、電力会社１が所有する発電設備を示す管内発電設備選択ボタンｂと、電力会社１と契約した発電業者２が所有する発電設備を示す契約発電設備選択ボタンｃとを選択できる。

管内発電設備選択ボタンｂと契約発電設備選択ボタンｃとは、任意に選択可能であり、双方の設備を同時に周波数制御に利用することも可能である。

契約発電設備選択ボタンｃの下には、発電業者２の発電設備に対して個々に周波数制御を指示できるよう、それぞれの発電設備に対応する選択ボタンｄ〜ｇがある。これらの設備を同時に周波数制御に利用してもよい。

図６は、実施例１の電力供給システムおよび電力料金決済システムの処理手順を示すフローチャートである。

需要家３は、受電設備の運転状態から発電量指令を決定し、発電業者２および電力会社１に出力する。需要家３は、受電設備の運用計画に従い発電量指令を手動で入力してもよいし、受電設備の運転状況を計測し、瞬時瞬時の発電量指令を計算機を用いて決定してもよい。

発電業者２は、発電量指令を需要家３から取り込む。ただし、発電業者２は、この段階では、発電設備の運転目安および需要家３側の電力需要を把握するためにのみ発電量指令を使用し、実際の運転制御には使用しない。

電力会社１は、発電量指令を需要家３から取り込む。電力需要の変動，周波数の変動，電圧の変動などを電力系統から計測し、電力系統の負荷(系統負荷)を計算する。この系統負荷を用いて、電力系統内の発電設備(電力会社１所有のものと発電業者２所有のものとを含む)への発電量指令を計算する。

系統負荷の計算および発電量指令の計算方法としては、電力系統における有効電力発生量および無効電力発生量の予測方法や、制約条件のもとで系統に接続した設備の電力指令値を最適化する方法などがある。

例えば、特開平11−146560号公報に記載されているように、系統内のコンダクタンスおよび複数発電設備の電圧位相角差から得られる送電損失の和を目的関数として、各設備の有効電力および無効電力の指令値をラグランジュ関数を解いて求める。

ここに示されている方法は、電力系統における周波数変動，電圧低下などの変動を電力会社１の所有する発電設備のみで最適制御する方法である。

この方法は、最適制御の対象に発電業者２の発電設備を含めることができる。このとき、ラグランジュ関数には、発電業者２が所有する発電設備の運転状態(運転中，休止中など)や、各設備の運用範囲などが制約条件として加えられる。

本発明においては、系統に接続した発電設備における負荷配分を決定するための制約条件の一つとして、需要家３からの発電量指令を用いる。

電力会社１は、上記方法により計算した発電量指令修正値を発電業者２に出力する。このとき、修正値は、需要家３の発電量指令を周波数制御，電圧制御などの修正量で補正したものである。

発電業者２は、発電量指令修正値を入力し、発電量指令修正値に追従するよう発電設備を運転する。運転の結果得られた電力は、系統経由で需要家３に託送されるほか、電力の一部は、系統の周波数制御，電圧制御，負荷調整などに用いられる。また、発電業者２は、発電量実績を電力会社１に出力する。

電力会社１は、発電量指令修正値と発電量実績とを比較し、発電量実績の系統安定度に対する寄与率を計算する。

本発明においては、発電量指令修正値と発電量実績との時系列データから相関係数を求める方法が考えられる。

図７は、実施例１の発電量指令修正値と発電量実績との推移の一例を示す図である。電力会社１が計算した発電量指令修正値(Ｄ)と、発電業者２が所有する発電設備の発電量実績とをトレンドグラフとして示してある。ここでは、３社の発電業者が電力会社と契約していると仮定し、発電量実績をそれぞれｐ(1),ｐ(2),ｐ(3)と仮定している。

発電業者２の発電設備は、設備毎に構造が異なるので、各設備で負荷追従性が異なる。そのため、電力会社１が発電業者２に対して同一の発電量指令(Ｄ)を出力した場合、発電設備からは、それぞれに異なる発電量の過渡応答特性が得られる。

例えば、発電設備ｐ(1)は、他の発電設備と比べて、発電量指令(Ｄ)への追従性が最も高い。

これに対して、発電設備ｐ(2)は、ｐ(1)に比べて応答性が低い。発電設備ｐ(3)では、発電量指令(Ｄ)に対して位相遅れが生じている。

発電系統に接続されている複数台(図６では３台)の発電設備の系統安定度に対する寄与率r(i)は、例えば、数式２を用いて計算できる。

ここで、ｐx(i,t)は発電設備iの時刻tにおける発電量，Dx(t)は時刻ｔにおける発電量指令，ｔは時刻，ｎは評価区間内の時系列データ個数，ｐ−(i)は発電設備iの発電量平均値，Ｄ−は発電量指令平均値，ｉ,ｊは系統に接続された発電業者２のシリアル番号を表す添字である。

また、各発電設備の系統安定化料金Ｇsは、プラント運転効率の損失分を原資Ｇlとして数式３で計算できる。

ここで、Ｇlはプラント運転効率損失分，γは電力会社から発電業者２への払い戻し係数である。経済状況や発電コストの推移などに応じて、払い戻し係数γを変更する手段を備えてもよい。払い戻し係数γを1とすれば、プラント運転効率損失分の原資は、本発明の契約を締結したすべての発電業者２で分配される。

なお、本実施例１に示した系統安定化料金は、すべての発電設備に対して原資Ｇlを寄与率に従って比例配分した。

本発明は、数式２および数式３に示された計算式には限定されない。例えば、数式３では、すべての発電業者２に対して系統安定化料金を支払うよう原資が分配される。これに対して、所定の寄与率に達した発電業者２にのみ、系統安定化を支払うなどの方法も考えられる。

また、本実施例１では、寄与率の計算に共分散を用いた。２種類以上の波形に対して類似度を同時に計算し、得られた類似度を用いて寄与率を計算してもよい。

図６において、電力会社１は、系統安定化料金を計算した後、一定時間内での同時同量制御実績から発電業者２に対するペナルティ料金および託送料金を計算する。

周波数制御料金，ペナルティ料金，託送料金は、いずれも電力会社１と発電業者２間での取引であり、これらの金額の差額が電力会社１と発電業者２との間の精算額となる。

次に、図８および図９により、プラント運転効率の損失分の算定方法を説明する。運転効率の損失には、発電設備運転時の定常状態における損失と過渡状態における損失との２種類がある。

図８は、発電設備の定常状態における損失すなわち発電負荷に対する燃料消費量を示す図である。

一般に、発電設備は、定格負荷(１００％)において効率最大となり、部分負荷においては負荷に対する燃料消費量の割合が大きいことが知られている。蒸気タービンやボイラの熱負荷が部分負荷時に効率を下げること、発電負荷に比例しない所内動力などの一定損失があることなどが原因とされている。

例えば、図８において発電負荷をｘ％(部分負荷)として運転した場合、このときの燃料消費量は、Ｇf(x)であり、Ｇf(x)−Ｇf0(x)が燃料の損失すなわちプラント運転効率の損失となる。

発電設備を部分負荷で長期運用すると、燃料の損失は、燃料調達費用に影響する。そこで、本実施例１では、部分負荷での燃料調達費用を損失の原資の一つとする。

図９は、発電設備の過渡状態における損失すなわち負荷変化運転時における燃料流量２をトレンドグラフで示す図である。

火力発電プラントなどの負荷調整用発電設備では、燃料の燃焼によりボイラ内で蒸気を発生させ、蒸気タービンを駆動する。

燃料に対する蒸気温度の応答時定数は、１０〜３０分程度であることから、発電量指令１が変わる負荷変化運転時には、この応答遅れを補償するため、燃料流量先行制御指令３を投入し、負荷応答性を高めている。

燃料流量先行制御指令３に応じて、負荷上昇時には、燃料流量２として示すように、燃料を先行的に投入し、負荷下降時には、燃料を先行的に減少させる。

すなわち、負荷上昇と負荷下降では、先行制御指令が基準値に対して非対称となる。

本実施例１では、負荷上昇時の燃料流量先行制御指令３の時間積分と負荷下降時の燃料流量先行制御指令３の時間積分との差を損失の原資の一つとする。

本実施例１では、プラント運転効率の損失の原資を燃料流量から計算している。

そのほかに、部分負荷運転や負荷変化運転により効率が低下する諸要因，例えば薬剤の使用量，海水または純水の使用量，起動停止時の燃料使用量などから損失の原資を計算してもよい。

なお、本実施例１の図１では、電力会社１は、需要家３の発電量指令を取り込み、発電量指令に周波数変動および電圧変動に対する補正量を追加して発電業者２に出力した。

これに対して、電力会社１が、需要家３の発電量指令に対して、電力系統を安定化させるための相対的な指令(系統安定化指令)を発電業者２に出力し、発電業者２が、需要家３の発電量指令と加算し、この加算値を発電量指令修正値としてもよい。

図１０は、本発明による電力供給システムおよび電力料金決済システムの実施例２における電力会社，発電業者，需要家の関係を示す図である。

本実施例２では、電力会社１ではなく、発電業者２が、発電量指令修正値を計算する。この場合も、電力会社１は、発電量指令および系統安定化指令の加算結果と電力発生量とを監視し、電力系統の安定度への寄与率に応じて系統安定化料金を発電業者２に支払う。

本実施例２では、発電業者２と需要家３とは、例えば、相対契約を結んでいる。

発電業者２は、電力会社１と契約してもよい。この場合も、電力会社１は、発電量指令修正値と電力発生量とを監視し、電力系統の安定度の寄与率に応じて系統安定化料金を発電業者２に支払う。

上記実施例１および２においては、電力会社１が電力系統を所有していた。そのほかに、系統運用会社が電力系統を所有しているケースも考えられる。

図１１は、本発明による電力供給システムおよび電力料金決済システムの実施例３における電力会社，電力系統を所有する系統運用会社，発電業者，需要家の関係を示す図である。

すなわち、電力系統には、電力会社１，発電業者２，需要家３に加えて、系統運用会社４が接続されている。

この場合、電力会社１は発電規模の大きい発電業者２，発電業者２は発電規模が中小規模の業者とする。また、発電業者２と需要家と３が契約していると仮定する。

本実施例３では、需要家３は、電力会社１，発電業者２，系統運用会社４に発電量指令１０を出力する。

電力会社１は、特定の発電業者２と系統安定化のための契約を締結しており、電力系統における系統周波数，系統電圧などを計測し、計測値に基づいて発電業者２に発電量指令修正値１１を出力する。発電業者２は、発電量指令修正値１１に基づいて発電し、電力１２を系統運用会社４が所有する電力系統を経由し、需要家３に託送する。

電力会社１は、発電量指令修正値１１と発電量実績２１とを比較し、発電量実績の系統安定度に対する寄与率を計算する。本発明における寄与率の計算式は、上記実施例１の具体的な数式の例には限定されない。

また、寄与率に基づき系統安定化料金１５を計算し、これを発電業者２に支払う。

電力会社１と系統運用会社４とが別会社として運用している場合、電力会社１は、自社の発電設備で同時同量運転を実施できないとき、発電業者２と同様に、ペナルティ料金２４を系統運用会社４に支払うことになる。

本実施例３は、電力会社１が系統周波数や系統電圧などの電力系統の制御を中小規模の発電業者２に対して委託する契約に相当する。

このほかにも、系統運用会社４が発電業者２に対して電力系統制御を委託する契約，系統運用会社４の電力系統制御を電力会社１が委託して実施する契約なども考えられる。本発明は、この場合にも適用可能である。

本発明による電力供給システムおよび電力料金決済システムの実施例１における電力会社，発電業者，需要家の関係を示す図である。 電力会社，発電業者，需要家の間における信号，エネルギー，料金の流れを詳細に示す図である。 本発明を適用すべき電力供給システムおよび電力料金決済システムの実施例の系統構成の一例を示す図である。 実施例１の発電業者２における画面表示の一例を示す図である。 実施例１の電力会社における入力手段の一例を示す図である。 実施例１の電力供給システムおよび電力料金決済システムの処理手順を示すフローチャートである。 実施例１の発電量指令修正値と発電量実績との推移の一例を示す図である。 発電設備の定常状態における損失すなわち発電負荷に対する燃料消費量を示す図である。 発電設備の過渡状態における損失すなわち負荷変化運転時における燃料流量２をトレンドグラフで示す図である。 本発明による電力供給システムおよび電力料金決済システムの実施例２における電力会社，発電業者，需要家の関係を示す図である。 本発明による電力供給システムおよび電力料金決済システムの実施例３における電力会社，電力系統を所有する系統運用会社，発電業者，需要家の関係を示す図である。

符号の説明

１ 電力会社
２ 発電業者
３ 需要家
４ 系統運用会社
１０ 発電量指令
１１ 発電量指令修正値
１２ 電力
１３ 発電量
１４ 電力料金
１５ 系統安定化料金
１６ 託送料金
１７ ペナルティ料金
２０ 系統安定化指令
２１ 発電量実績
２２ 電力
２３ 電力料金
２４ ペナルティ料金
１０１ 電力会社入力・表示部
１０２ 発電業者入力・表示部
１０３ 需要家入力・表示部
１１１ 電力会社発電設備
１１２ 発電業者発電設備
１１３ 需要家受電設備
１２１ 電力会社計算機
１２２ 発電業者計算機
１２３ 需要家計算機
２００ 電力系統
２０１ インターネットまたは専用線

Claims (4)

1. 電力会社の発電設備と、前記電力会社の送電線ネットワークを介して契約相手の需要家の受電設備に電力を供給する発電業者の発電設備とを有する電力供給システムにおいて、
   前記需要家から送信された前記需要家の受電設備の発電量指令に対応して、電力系統を安定化させるための発電量指令修正値を算出して前記発電業者に送信する前記電力会社の計算機と、
   前記電力会社の計算機から送信された前記発電量指令修正値を受信して、前記発電量指令修正値に基づいて前記発電設備を制御する前記発電業者の計算機とを備え、
   前記電力会社の計算機は、前記発電量指令修正値に基づいて発電した前記発電設備の発電量実績と前記発電量指令修正値とに基づいて前記電力系統の周波数変動または電圧変動の補償に対する前記発電設備の寄与率を算出し、算出した前記寄与率に前記発電量実績に伴う前記発電設備の損失と予め契約で定めた払い戻し係数を乗じて、前記発電業者に支払う系統安定化料金を求めることを特徴とする電力供給システム。
2. 電力会社の送電線ネットワークを介して発電業者の発電設備から契約相手の需要家の受電設備に電力を供給する電力供給方法において、
   前記電力会社の計算機により、前記需要家から送信される前記需要家の受電設備の発電量指令を受信して、電力系統を安定化させるための発電量指令修正値を算出して前記発電業者に送信し、
   前記発電業者の計算機により、前記電力会社の計算機から送信される前記発電量指令修正値を受信して、前記発電量指令修正値に基づいて前記発電設備を制御し、
   前記電力会社の計算機は、前記発電量指令修正値に基づいて発電した前記発電設備の発電量実績と前記発電量指令修正値とに基づいて、前記電力系統の周波数変動または電圧変動の補償に対する前記発電設備の寄与率を算出し、算出した前記寄与率に前記発電量実績に伴う前記発電設備の損失と予め契約で定めた払い戻し係数を乗じて、前記発電業者に支払う系統安定化料金を求めることを特徴とする電力供給方法。
3. 電力会社の発電設備が接続された電力会社の送電線ネットワークを介して発電業者の発電設備から契約相手の需要家の受電設備に電力を供給する電力供給システムに備えられた電力会社の計算機において、
   前記需要家から送信される前記需要家の受電設備の発電量指令を受信して、該発電量指令に対応して電力系統を安定化させるための発電量指令修正値を算出して前記発電業者に送信し、
   前記発電量指令修正値に基づいて前記発電設備を制御する前記発電業者の計算機から送信される前記発電設備の発電量実績を受信し、
   前記発電量指令修正値と前記発電設備の発電量実績とに基づいて前記送電線ネットワークに係る電力系統の周波数変動または電圧変動の補償に対する前記発電設備の寄与率を算出し、
   前記寄与率に前記発電量実績に伴う前記発電設備の損失と予め契約で定めた払い戻し係数を乗じて、前記発電業者に支払う系統安定化料金を算出することを特徴とする電力会社の計算機。
4. 電力会社の発電設備が接続された電力会社の送電線ネットワークを介して発電業者の発電設備から契約相手の需要家の受電設備に電力を供給する電力系統を前記電力会社に備えられた計算機により安定化制御する電力供給方法において、
   前記電力会社に備えられた計算機は、
   前記需要家から送信される前記需要家の受電設備の発電量指令を受信して、該発電量指令に対応して電力系統を安定化させるための発電量指令修正値を算出して前記発電業者に送信し、
   前記発電量指令修正値に基づいて前記発電設備を制御する前記発電業者の計算機から送信される前記発電設備の発電量実績を受信し、
   前記発電量指令修正値と前記発電設備の発電量実績とに基づいて前記送電線ネットワークに係る電力系統の周波数変動または電圧変動の補償に対する前記発電設備の寄与率を算出し、
   前記寄与率に前記発電量実績に伴う前記発電設備の損失と予め契約で定めた払い戻し係数を乗じて、前記発電業者に支払う系統安定化料金を算出することを特徴とする電力供給方法。

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