JP6104071B2 - 電力供給管理システム - Google Patents

Description

この発明は、自然エネルギーを利用した発電電力と、ガスタービン発電機による発電電力とを併合して需要家に電力を供給する電力供給管理システムに関するもので、特に気象条件によって左右され易い自然エネルギーによる発電電力量をガスタービン発電電力によって補完する場合において、コストパフォーマンスのより高いガスタービン発電機の運転が達成可能とする電力供給管理システムに係るものである。

近年、電力小売自由化により特定規模電気事業者（ＰＰＳ，Ｐｏｗｅｒ Ｐｒｏｄｕｃｅｒ＆Ｓｕｐｐｌｉｅｒ）（以下、ＰＰＳと称呼する）による例えばデパート、ビル、工場などの需要家への電力供給が盛んに行われているが、ＰＰＳ管理の発電所と需要家とを結ぶ送電線は、電力会社が所有するものであり、ＰＰＳ側は託送料金を支払って使用し、電力会社が系統全体の安定を制御している。この仕組みから電力会社からＰＰＳに対してＰＰＳ側で需給バランスをとることが義務づけられているが、その内容は３０分単位での同時同量制御（３０分間単位で発電所からの供給電力量ｋＷｈと需要家での消費電力量ｋＷｈをバランスさせる）が必要となっている。またＰＰＳ側で供給余剰電力が発生した場合には、その余剰分は電力会社へ無償提供されるものであり、一方不足電力が発生した場合には、その不足分は電力会社から供給されるものであり、この場合ＰＰＳ側は高い単位で不足分電力を必然的に購入することになる。
このため３０分間での需給バランスをとるためのシステムの構築であって、より無駄を少なくするための方策が求められている。さらにここ数年来世界的規模における二酸化炭素排出量の低減化の動きの観点から、太陽光発電や風力発電等の自然エネルギーを利用した発電が盛んとなり、ＰＰＳもこの自然エネルギー利用の発電電力を積極的に利用している。これら自然エネルギー利用の発電は、日照時間や日照量、風力等の変動により出力変動するため、可能なかぎり安定した出力を保持できるよう制御する必要がある。

自然エネルギー発電における出力変動を予測し、安定した電力を供給する自然エネルギー発電制御システムとして複数の発電装置とこの発電装置の出力を計測する電力計測装置と、気象状況を計測する気象状況計測装置と、前記発電装置の出力を調整する監視装置とを備える複数のサイトと、この複数のサイトの合計出力の上限値を各サイトの気象状況から算出して、各サイトの上限値に割り振る集中制御装置を備えた技術が示されている（例えば特許文献１）。

特開２０１１−３８４９９号公報

しかしながら上記特許文献１に示されたものは、単に自然エネルギー発電サイトにおける出力変動を予測して安定した電力を供給するものであり、ＰＰＳがこの技術を採用し、自然エネルギー発電とガスタービン発電等の火力発電との組み合わせによる電力供給システムとする場合において、前述した電力会社からＰＰＳに対して義務づけられている３０分単位での同時同量制御は可能とするものでなく、従って電力会社との契約上ロスコストが発生するという問題点がある。

この発明は上記のような課題を解決するためになされたもので、ＰＰＳが供給する電力量は、前日に需要家との取引結果から設定し、気象データ等から自然エネルギーの予測を踏まえ、その不足分をガスタービン発電電力とする電力供給計画を設定し、当日の気象条件の変動を至近端で得て所定の単位時間毎のガスタービン発電機の出力つまり発電量を制御することで、余分なコスト発生を抑制可能とする電力供給管理システムを提供することを目的としている。

この発明は自然エネルギーを利用した発電電力と、ガスタービン発電機による発電電力とを併合する電力供給管理システムにおいて、電力供給管理システムに設けられた需要予測手段が予測する翌日の電力需要量情報を入力して、供給すべき電力量を設定する供給電力量設定手段と、外部からの気象データを入力し翌日の発電量の多寡が定まる自然エネルギー量予測手段の情報および供給電力量設定手段の情報を入力し、自然エネルギーによって発電される翌日の発電量を予測演算し、ガスタービン発電機が分担すべき翌日の発電量を予測演算して、その予測演算結果を発電情報送信手段を介して外部設置のガスタービン発電機出力調整手段に送信する分担量設定手段とが設けられ、
分担量設定手段は、外部設置の自然エネルギー測定手段から自然エネルギーの測定データを入力し、この自然エネルギーの量を測定データに基づいて所定の単位時間毎について確認するエネルギー確認手段の情報が入力されるとともに、エネルギー確認手段の情報から自然エネルギー利用の発電電力量を演算し、かつ測定データの入力時点から所定の単位時間毎のガスタービン発電機が分担すべき発電量を演算し、その演算結果と、前日に演算したガスタービン発電機が分担すべき発電量の予測演算結果との増減を、発電情報送信手段を介して外部設置のガスタービン発電機出力調整手段に送信するものである。

この発明に係る電力供給管理システムは上記のような構成を採用しているので、リアルタイムで変動する自然エネルギー量の増減分をガスタービン発電機による発電量によって調整可能であるので、電力会社との契約条件である同時同量制御が達成でき、また計画値以上の自然エネルギー利用の発電電力量が発生したとしても、余剰電力が発生せず、一方自然エネルギーの発電電力量が計画値以下となったとしても、その不足分を電力会社から供給される必要がなく、ＰＰＳにとってコスト高要因を無くすことができるという効果がある。

実施の形態１による電力供給管理システムを示すブロック図である。 実施の形態１による翌日の時刻毎の電力需要量を示す図である。 実施の形態１による当日の計画発電量を示す図である。 実施の形態１による太陽光発電の増加分を示す図である。 実施の形態１による太陽光発電計画を示す拡大図である。 実施の形態１による太陽光発電の減少分を示す図である。 実施の形態２による需要量変化を示す図である。

実施の形態１．
以下、この発明による電力供給管理システムを図に基づいて説明する。図１は実施の形態１によるＰＰＳ（特定規模電気事業者）が利用する自然エネルギー利用の太陽光発電と火力発電所のガスタービン発電とを組み合わせた電力を需要家に提供するための電力供給管理システム１００の構成を示すブロック図である。
図１において電力供給管理システム１００は、需要予測手段１と供給電力量設定手段２と日照量予測手段３と太陽光発電量とガスタービン発電量との分担量設定手段４と、ガスタービン発電機が分担すべき発電量情報を送信する発電量情報送信手段５と、当日の日照量確認手段６とが設けられている。
自然エネルギー量予測手段である前記日照量予測手段３は外部からの気象データ１１を入力し、この実施の形態１では需要予測を行う翌日の日照量を予測するものである。また、エネルギー確認手段である日照量確認手段６は外部の自然エネルギー測定手段である日照計１２から当日の日照量を入力し、その入力時点から所定の単位時間である３０分毎の日照量を確認するものである。
また、外部設置のガスタービン発電機出力調整手段１３には前記ガスタービン発電機が分担する発電量情報送信手段５からの出力が送信される。

ＰＰＳは複数の需要家Ａ〜需要家Ｃについてパソコン等で構成される需要予測手段１を用いることによる情報交換を行って、各需要家別に翌日の時刻毎の電力需要量を収集し、図７に示す需要予測結果データベース７ａとして記憶するとともに、図２の線Ａに示すような翌日の時刻毎の電力需要量（供給電力量）の図を作成する。供給電力量設定手段２は前記需要予測手段１によって得られた図２の線Ａのデータを受けて図３の線Ａ１に示すような計画発電量を設定する。この計画発電量は太陽光発電とガスタービン発電との総和である。
この実施の形態１では図２の線Ａと図３の線Ａ１とは同一としているが、必ずしも同一でなく、線Ａ１は線Ａにマージンを付加し、需要家に安定した電力を供給可能とする計画発電量を設定するものであってもよい。
次に太陽光発電とガスタービン発電との分担量設定手段４（以下、分担量設定手段４と称呼する）は、気象データ１１を受信する日照量予測手段３の出力する翌日の日照量予測から、太陽光発電所における太陽光発電量を演算するとともに、この演算結果の太陽光発電計画量を前記供給電力量設定手段２が設定した供給電力量との差分をガスタービン発電機が発電すべき発電量とするよう分担量の設定を行う。すなわち図３に示す線Ｂが太陽光発電計画量であり、線Ａ１が太陽光発電とガスタービン発電との総和の計画発電量であり、これが電力会社とその時点における同時同量制御の対象となる量である。そして線Ａ１と線Ｂとのその時刻における差分がガスタービン発電機の計画発電量となる。尚、図３の線Ｂに示す太陽光計画発電量は、８時から１６時にわたって一定であるよう直線近似して示しているが、日照量は通常時刻毎に変化するものであり、この図３の８時から１７時３０分にわたる現実的な日照量による太陽光発電量の例を図５の線Ｂ、線Ｃとして示す。
ガスタービン発電機が分担すべき発電量情報を送信する手段５（以下送信手段５と称呼する）は、前述したガスタービン発電機の計画発電量を外部設置のガスタービン発電機出力調整手段１３に送信する。

次にＰＰＳによる当日の電力供給管理状態について説明する。図４に示す線Ａ１は前日に計画した図３に示す計画発電量Ａ１である。この線Ａ１に示される時刻毎の計画発電量を分担量設定手段４は記憶している。０時から８時までは太陽光発電は稼働してなくガスタービン発電機のみによる発電である。８時に太陽光発電が開始される。すなわち外部設置の日照計１２からの日照量のデータを受信する日照量確認手段６は、そのデータを受信した時刻から所定の時間単位である３０分間にわたって継続される日照量を確認し、その結果を分担量設定手段４に送信する。この分担量設定手段４は前記３０分間にわたって継続される日照量から太陽光発電量を演算する。前述の如く、図４に示す８時から１７時３０分までの線Ｂ、線Ｃの拡大したものを図５に示す。図５の例では８時から８時３０分までは太陽光発電量は４７０ｋＷｈが見込まれ、８時３０分に日照量確認手段６が受信する日照量データからは、８時３０分から９時までは５００ｋＷｈが見込まれ、引き続き９時から９時３０分までも５００ｋＷｈと、３０分単位での太陽光発電量の増減が分担量設定手段４によって演算されるとともに、その増減に伴うガスタービン発電機の分担する増減発電量が送信手段５を介しガスタービン発電機出力調整手段１３に送信される。

図４、図５に示す１０時から１６時の間は、線Ｃに示すように日照量の増加に伴う太陽光発電増加分の領域Ｄが分担量設定手段４によって確認発電量として確認される。この１０時から１６時までの３０分単位の太陽光発電による増加分を、前記分担量設定手段４によってガスタービン発電機の発電量を減少させるようにガスタービン発電機出力調整手段１３に送信手段５を介して出力する。このことによりＰＰＳは電力会社に対して義務づけられている所定の単位時間である３０分単位毎での同時同量制御の完遂がなされることになる。尚、上記例では８時から１６時について説明したが、図５に示す８時から９時、９時３０分から１０時、１０時から１０時３０分他等における日照量の変化に対する確認発電量の変化についても、分担量設定手段４は、ガスタービン発電機による発電量を増減するよう指令を発するものである。尚、所定の単位時間を３０分としたが、これに限らず契約状況に合わせた時間であってもよい。

このように日照量確認手段６によって日照計１２から受信したデータを受信した時刻から所定の単位時間である３０分毎の日照量を確認し、この結果を分担量設定手段４によって太陽光発電量を演算し、この太陽光発電量の増減分をガスタービン発電機による発電量によって調整する、つまり、リアルタイムで変動する太陽光発電量に連動したガスタービン発電機の発電量の設定が可能となり、その結果、電力会社との契約条件である同時同量制御が達成できる。また計画値以上の日照量増加に伴う太陽光発電量が増加したような場合であって、需要家に対する供給電力に余剰が発生せず、逆に図６の線Ｃ１に示すように太陽光発電が減少し太陽光発電減少分の領域Ｄ１が発生した場合であっても、ガスタービン発電機による発電量を増加させるよう指令するので電力会社からの不足分を供給されることなくＰＰＳ側で充当可能となり、ＰＰＳ側でのコスト高要因を無くすことができるという効果がある。

実施の形態２．
上記実施の形態１では図４に示した計画発電量を示す線Ａ１が、図２に示した前日の電力需要量線Ａと同一で、この電力需要量が０時から２４時にかけて計画通りの量不変のものであった。この実施の形態２では図７に示すように、需要家の個別理由によって需要電力量に変化が生じた場合にあっても対応可能な電力供給管理システム１００を提供するものである。すなわち図７において、前述した実施の形態１の需要予測手段１によって、各需要家Ａ〜需要家Ｃ別に翌日の各時刻毎の電力需要量が収集されたものが需要予測結果データベース７ａとして記憶されている。次に当日需要家Ａ〜需要家Ｃにおいて需要量が減少および一部増加した個別情報テーブル７ｂを受信する。上記需要予測結果データベース７ａを個別情報テーブル７ｂに基づき修正した結果を需要修正結果テーブル７ｃとして示す。このように当日需要修正が行われたとしても、需要予測手段１からの情報を受信する供給電力量設定手段２によって時刻毎の電力量設定がなされ、これに伴い分担量設定手段４は日照量確認手段６の情報から太陽光発電量とガスタービン発電量との分担量の修正設定を行う。
このように、需要予測手段１からの需要量変更の信号を受ける供給電力量設定手段２によって計画発電量が再設定されて新たな図示説明省略した線Ａ１が分担量設定手段４に記憶される。
このように線Ａ１が前日の計画値から当日に急変した場合であっても、実施の形態１と同様の作用、効果を奏することができる。

実施の形態３．
上記実施の形態１、２では太陽光発電の例を示したが風力発電等自然エネルギーを利用した発電であってもよい。

尚、この発明は、その発明の範囲内において、各実施の形態を自由に組み合わせたり、各実施の形態を適宜、変形、省略することが可能である。

１ 需要予測手段、２ 供給電力量設定手段、３ 日照量予測手段、
４ 分担量設定手段、５ 発電量情報送信手段、６ 日照量確認手段、
７ａ 需要予測結果データベース、７ｂ 個別情報テーブル、
７ｃ 需要修正結果テーブル、１００ 電力供給管理システム。

Claims (3)

1. 自然エネルギーを利用した発電電力と、ガスタービン発電機による発電電力とを併合する電力供給管理システムにおいて、前記電力供給管理システムに設けられた需要予測手段が予測する翌日の電力需要量情報を入力して、供給すべき電力量を設定する供給電力量設定手段と、外部からの気象データを入力し翌日の発電量の多寡が定まる自然エネルギー量予測手段の情報および前記供給電力量設定手段の情報を入力し、前記自然エネルギーによって発電される翌日の発電量を予測演算し、前記ガスタービン発電機が分担すべき翌日の発電量を予測演算して、その予測演算結果を発電情報送信手段を介して外部設置のガスタービン発電機出力調整手段に送信する分担量設定手段とが設けられ、
   前記分担量設定手段は、外部設置の自然エネルギー測定手段から前記自然エネルギーの測定データを入力し、この自然エネルギーの量を前記測定データに基づいて所定の単位時間毎について確認するエネルギー確認手段の情報が入力されるとともに、前記エネルギー確認手段の情報から自然エネルギー利用の発電電力量を演算し、かつ前記測定データの入力時点から前記所定の単位時間毎の前記ガスタービン発電機が分担すべき発電量を演算し、その演算結果と、前日に演算した前記ガスタービン発電機が分担すべき発電量の予測演算結果との増減を、前記発電情報送信手段を介して外部設置のガスタービン発電機出力調整手段に送信することを特徴とする電力供給管理システム。
2. 前記自然エネルギーは太陽光であり、前記自然エネルギー量予測手段は日照量予測手段であり、かつ前記外部設置の自然エネルギー測定手段は日照計であり、前記エネルギー確認手段は日照量確認手段であることを特徴とする請求項１に記載の電力供給管理システム。
3. 前記所定の単位時間は３０分とすることを特徴とする請求項１または請求項２に記載の電力供給管理システム。

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