JP6197689B2 - Operation plan support program, operation plan support method, and operation plan support apparatus - Google Patents
Operation plan support program, operation plan support method, and operation plan support apparatus Download PDFInfo
- Publication number
- JP6197689B2 JP6197689B2 JP2014031332A JP2014031332A JP6197689B2 JP 6197689 B2 JP6197689 B2 JP 6197689B2 JP 2014031332 A JP2014031332 A JP 2014031332A JP 2014031332 A JP2014031332 A JP 2014031332A JP 6197689 B2 JP6197689 B2 JP 6197689B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power generation
- operation plan
- power
- generation amount
- demand
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Images
Landscapes
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Description
本発明は、運転計画支援プログラム等に関する。 The present invention relates to an operation plan support program and the like.
近年、新電力と呼ばれるPPS(Power Producer and Supplier)事業者が存在する。PPS事業者は、工場や会社等の高圧需要家に加え、一般家庭などの低圧需要家に対しても電力供給を行うことで、利益を上げることを目指している。 In recent years, there is a PPS (Power Producer and Supplier) business called new power. PPS operators aim to increase profits by supplying power to high-voltage consumers such as factories and companies as well as low-voltage consumers such as ordinary households.
また、PPS事業者は、再生可能エネルギーを積極的に活用し、さらに自社発電設備を保有することで、電力の需要と供給のバランスを保つ。 In addition, PPS operators actively use renewable energy and own power generation facilities to maintain a balance between power supply and demand.
例えば、再生可能エネルギーの中心は、太陽光発電、風力発電であり、自然環境の影響を受ける場合がある。このため、PPS事業者は、電力の需要に対して供給が不足する場合には、自社発電設備を制御して不足する電力を補ったり、外部機関から電力を調達する。 For example, the center of renewable energy is solar power generation and wind power generation, and may be affected by the natural environment. For this reason, when the supply is insufficient with respect to the demand for electric power, the PPS company controls its own power generation facility to compensate for the insufficient electric power or procure electric power from an external organization.
しかしながら、上述した従来技術では、電力の需要と供給のバランスが崩れる予兆をより早く検知し、運転計画にフィードバックすることができないという問題がある。 However, the above-described conventional technology has a problem that it is not possible to detect a sign that the balance between power demand and supply is lost earlier and feed it back to the operation plan.
PPS事業者等は、天気や気温の変動により、再生可能エネルギーによる発電量が変動した場合や、需要電力が変動した場合には、自社発電設備の運転計画変更による対応や、外部機関から電力を調達し需要と供給のバランスを保つこととなる。ここで、自社発電設備を制御する場合や、外部機関から電力を調達する場合には、ある程度の猶予がないと対応できない。しかし、電力の需要と供給のバランスが崩れる予兆をより早く検知できていないのが現状である。 PPS operators, etc., respond to changes in the operation plan of their own power generation facilities when the amount of power generated by renewable energy fluctuates due to fluctuations in the weather and temperature, or when power demand fluctuates, Procurement will keep the balance between supply and demand. Here, in the case of controlling the in-house power generation facility or when power is procured from an external organization, it cannot be dealt with without a certain amount of delay. However, the current situation is that it is not possible to detect a sign that the balance between power supply and demand will be lost sooner.
上記問題は、PPS事業者に限られるものではなく、再生可能エネルギー、自社発電設備、外部調達によって、需要家に電力を供給する技術分野で同様に発生する問題である。 The above problem is not limited to PPS operators, but also occurs in the technical field where electric power is supplied to customers through renewable energy, in-house power generation facilities, and external procurement.
1つの側面では、電力の需要と供給のバランスが崩れる予兆をより早く検知し、運転計画にフィードバックすることができる運転計画支援プログラム、運転計画支援方法、運転計画支援装置を提供することを目的とする。 In one aspect, an object is to provide an operation plan support program, an operation plan support method, and an operation plan support device that can detect a sign that the balance between supply and demand of electric power is lost and feed back to an operation plan. To do.
第1の案では、コンピュータに下記の処理を実行させる。コンピュータは、電力の需要量と、発電機の運転計画に基づく第1の発電量と、気象予測に基づく第2の発電量を算出する。コンピュータは、第1の発電量および第2の発電量を加算した加算値と、需要量との差分値に基づく判定処理を実行する。コンピュータは、需要量と、第1の発電量と、第2の発電量との算出結果と、判定処理の実行結果を時間軸に対応付けて表示させる。コンピュータは、判定処理の実行結果と算出結果を表示させた後に、運転計画の変更要求を受け付けた場合には、発電機の運転計画の変更処理を実行し、変更した運転計画に基づく第1の発電量を算出し、前記表示を更新する。 In the first plan, the computer executes the following processing. The computer calculates a demand amount of power, a first power generation amount based on a generator operation plan, and a second power generation amount based on weather prediction. The computer executes a determination process based on a difference value between the addition value obtained by adding the first power generation amount and the second power generation amount and the demand amount. The computer displays the calculation result of the demand amount, the first power generation amount, and the second power generation amount and the execution result of the determination process in association with the time axis. When the computer displays the execution result and the calculation result of the determination process and then receives a request for changing the operation plan, the computer executes the change process of the operation plan of the generator, and performs the first operation based on the changed operation plan. The amount of power generation is calculated, and the display is updated.
発明の1実施態様によれば、電力の需要と供給のバランスが崩れる予兆をより早く検知し、運転計画にフィードバックすることができる。 According to one embodiment of the invention, a sign that the balance between power demand and supply is lost can be detected earlier and fed back to the operation plan.
以下に、本願の開示する運転計画支援プログラム、運転計画支援方法および運転計画支援装置の実施例を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施例によりこの発明が限定されるものではない。 Embodiments of an operation plan support program, an operation plan support method, and an operation plan support apparatus disclosed in the present application will be described below in detail with reference to the drawings. Note that the present invention is not limited to the embodiments.
図1は、本実施例に係るシステムの構成を示す図である。図1に示すように、このシステムは、発電機10a〜10c、太陽光発電機11a〜11c、風力発電機12a〜12c、地熱発電機13a〜13c、水力発電機14a〜14c、バイオマス発電機15a〜15cを有する。また、このシステムは、電力会社20a〜20c、高圧需要家30、低圧需要家40、電力調達先50a〜50c、PPS(Power Producer and Supplier)100を有する。各装置10〜15,20,30,40,50は、電線5等によって相互に接続される。PPS100は、電線5には接続されず、各装置10〜15を通信によって直接遠隔制御したり、装置の管理者と電話連絡して指示を行うことで間接制御を行う。
FIG. 1 is a diagram illustrating a configuration of a system according to the present embodiment. As shown in FIG. 1, this system includes
発電機10a〜10cは、再生可能エネルギー以外を用いて電力を発電する装置である。例えば、発電機10は、ガスタービン発電機等に対応する。発電機10a〜10cをまとめて適宜、発電機10と表記する。発電機10は、後述する運転計画作成装置200によって作成される運転計画に基づいて、電力を発電する。図1では省略するが、発電機10a〜10c以外の発電機が含まれていても良い。
The
太陽光発電機11a〜11cは、ソーラーパネル等を用いて、太陽光を電力に変換する装置である。太陽光発電機11a〜11cをまとめて適宜、太陽光発電機11と表記する。図1では説明を省略するが、太陽光発電機11a〜11c以外の太陽光発電機が含まれていても良い。
The
風力発電機12a〜12cは、風力によって風車を回し、その回転運動を電力に変換する装置である。風力発電機12a〜12cをまとめて適宜、風力発電機12と表記する。図1では説明を省略するが、風力発電機12a〜12c以外の風力発電機が含まれていても良い。
The
地熱発電機13a〜13cは、地中深くから取り出した蒸気を用いて電力を発電する装置である。地熱発電機13a〜13cをまとめて適宜、地熱発電機13と表記する。図1では説明を省略するが、地熱発電機13a〜13c以外の地熱発電機が含まれていても良い。
The
水力発電機14a〜14cは、ダム等の近くに設置され、水が落下する際のエネルギーを用いて、電力を発電する装置である。水力発電機14a〜14cをまとめて適宜、水力発電機14と表記する。図1では説明を省略するが、地熱発電機14a〜14c以外の水力発電機が含まれていても良い。
The
バイオマス発電機15a〜15cは、生物資源を直接燃焼したり、ガス化するなどして電力を発電する装置である。バイオマス発電機15a〜15cをまとめて適宜、バイオマス発電器15と表記する。図1では説明を省略するが、バイオマス発電器15a〜15c以外のバイオマス発電器が含まれていても良い。 The biomass power generators 15a to 15c are devices that generate electric power by directly combusting or gasifying biological resources. The biomass generators 15a to 15c are collectively referred to as a biomass generator 15 as appropriate. Although description is abbreviate | omitted in FIG. 1, biomass power generators other than biomass power generators 15a-15c may be contained.
電力会社20a〜20cは、電線5の全体の受給バランスを保てるように制御を司り、PPS100が受給バランスを保つことができない時に、電力を補填し、電線5全体の受給バランスを保つ働きを行うが、契約を行うことで電力調達先としての役割を果たすことも可能である。以下の説明では、電力会社20a〜20cをまとめて適宜、電力会社20と表記する。
Although the electric power companies 20a to 20c perform control so that the entire receiving balance of the
高圧需要家30は、電力の供給先となる施設であり、例えば、工場、会社等に対応する。低圧需要家40は、電力の供給先となる施設であり、例えば、一般の住宅等に対応する。図1では一例として、高圧需要家30、低圧需要家40を示すが、その他の需要家が含まれていても良い。
The high-
電力調達先50a〜50cは、PPS100と契約することで、電力が不足している時に、電力の供給を行うことのできる一種の発電会社である。調達を行う時は、一般社団法人日本卸電力取引所を通して調達したり、発電会社と直接契約を行う。また、電力調達先50a〜50cは、後述する運転計画作成装置200が作成する電力の調達計画に基づいて、電力供給を行う。調達計画に関する説明は後述する。以下の説明では、電力調達先50a〜50cをまとめて適宜、電力調達先50と表記する。
The power suppliers 50a to 50c are a kind of power generation company that can supply power when the power is insufficient by making a contract with the
PPS100は、発電機10、太陽光発電機11、風力発電機12、地熱発電機13、水力発電機14、バイオマス発電機15が発電する電力を、高圧需要家30、低圧需要家40に供給する装置である。また、PPS100は、電力の需要に対して電力の供給が不足する場合には、発電機10の運転計画を見直して、不足する電力を補う。PPS100は、発電機10を用いても、不足する電力を補うことができない場合には、電力会社20から不足する電力を調達する。
The
PPS100は、発電機10、太陽光発電機11、風力発電機12、地熱発電機13、水力発電機14、バイオマス発電機15が発電する電力を、高圧需要家30、低圧需要家40に供給する計画を立てて直接制御したり、発電機の運用管理者に制御指示を行い間接的に制御を行う事業者である。また、PPS100は、電力の需要に対して電力の供給が不足する場合には、発電機10の運転計画を見直して、不足する電力を補う。PPS100は、発電機10を用いても、不足する電力を補うことができない場合には、電力調達先50から不足する電力を調達する。
The
図2は、運転計画作成装置の構成の一例を示す機能ブロック図である。図2に示すように、この運転計画作成装置200は、通信部210、入力部220、表示部230、記憶部240、制御部250を有する。
FIG. 2 is a functional block diagram illustrating an example of the configuration of the operation plan creation device. As illustrated in FIG. 2, the operation
通信部210は、ネットワークを介して、発電機10、太陽光発電機11、風力発電機12、地熱発電機13、水力発電機14、バイオマス発電機15、電力調達先50等とデータ通信を実行する処理部である。例えば、通信部210は、通信装置に対応する。
The
入力部220は、各種の情報を運転計画作成装置200に入力するための入力装置である。例えば、入力部220は、キーボード、マウス、タッチパネル等に対応する。
The
表示部230は、制御部250から出力される情報を表示する表示装置である。例えば、表示部230は、液晶ディスプレイやタッチパネル等に対応する。
The
記憶部240は、需要データ241、保守計画立案データ242、発電予測データ243、調達先データ244、条件データ245、運転計画テーブル246を有する。例えば、記憶部240は、RAM(Random Access Memory)、ROM(Read Only Memory)、フラッシュメモリ(Flash Memory)などの半導体メモリ素子や、HDD(Hard Disk Drive)などの記憶装置に対応する。
The storage unit 240 includes
需要予測データ241は、システム内の高圧需要家30および低圧需要家40において予測される需要電力の時系列データである。例えば、需要予測データ241は、一日における各時間帯と需要電力値とを対応づけたデータである。この需要電力値は、例えば、過去の消費電力値の統計データから算出される。図3は、需要予測データの一例を示す図である。図3の横軸は時間[h]を示し、縦軸は需要電力値[kW]を示す。
The
保守計画立案データ242は、発電機情報、時間別系統損失率情報、時間別所内損失率情報、CO2換算係数、コストデータを含む。 The maintenance planning data 242 includes generator information, hourly system loss rate information, hourly in-house loss rate information, CO 2 conversion coefficient, and cost data.
このうち、発電機情報は、発電機10に関する各種の情報を保持する。図4は、発電機情報のデータ構造の一例を示す図である。図4に示すように、この発電機情報は、発電機識別情報、定格出力、最大出力割合、最大出力、最小出力割合、最小出力、運転時間を対応付ける。発電機識別情報は、発電機を一意に識別する情報である。定格出力、最大出力割合、最小出力割合は、それぞれ、発電機識別情報によって識別される発電機の定格出力、最大出力割合、最小出力割合を示す。
Among these, the generator information holds various information related to the
運転時間は、発電機識別情報によって識別される発電機が運転する時間を示すものである。発電機に対して保守作業や点検などを行う場合には、発電機の運転が停止される。図4の例では説明を省略するが、運転時間に対応する情報として、各日付の時間毎に、発電機が運転できる時間帯の情報を含めても良い。 The operation time indicates the time during which the generator identified by the generator identification information is operated. When maintenance work or inspection is performed on the generator, the operation of the generator is stopped. Although not described in the example of FIG. 4, the information corresponding to the operation time may include information on a time zone in which the generator can be operated for each time of each date.
時間別系統損失率情報は、電線5における時間別の電力損失率の情報である。
The hourly system loss rate information is information on the hourly power loss rate in the
時間別所内損失率情報は、発電機10が高圧需要家30または低圧需要家40に電力を供給する場合の、発電機を構成する施設の時間別の電力損失率の情報である。
The hourly in-house loss rate information is information on the hourly power loss rate of the facilities constituting the generator when the
CO2換算係数、コストデータは、後述する運転計画や調達計画を作成する際に用いられるパラメータである。 The CO 2 conversion coefficient and cost data are parameters used when creating an operation plan and a procurement plan to be described later.
発電予測データ243は、太陽光発電機11、風力発電機12、地熱発電機13、水力発電機14、バイオマス発電機15が発電する予測電力の時系列データである。図5は、発電予測データのデータ構造の一例を示す図である。図5の横軸は時間[h]を示し、縦軸は予測される発電電力値[kW]を示す。
The power
調達先データ244は、電力を調達する調達先に関する各種の情報を保持する。電力の調達先は、例えば、電力会社20となる。図6は、調達先データのデータ構造の一例を示す図である。図6に示すように、この調達先データ244は、調達先識別情報、種類、供給可能時間、供給量/供給単価、CO2排出量係数を対応付ける。
The supplier data 244 holds various types of information related to suppliers that supply electric power. The power source is, for example, the
調達先データ244は、電力を調達する電力調達先50に関する各種の情報を保持する。図6は、調達先データのデータ構造の一例を示す図である。図6に示すように、この調達先データ244は、調達先識別情報、種類、供給可能時間、供給量/供給単価、CO2排出量係数を対応付ける。
The supplier data 244 holds various types of information related to the
条件データ245は、後述する運転計画を作成する際に用いられる条件である。図7は、条件データのデータ構造の一例を示す図である。図7に示すように、条件データ245は、計画単位、計画時間、計画打ち切り時間、画面リフレッシュ間隔、収束条件を有する。計画単位は、発電機の起動・停止を切り替える最小単位を示す。計画時間は、運転計画の期間を示す。例えば、計画単位が「30分」で、計画時間が「84時間」の場合には、168コマの運転計画が作成される。
The
計画打ち切り時間は、運転計画の作成を打ち切る時間である。画面リフレッシュ間隔は、後述の表示処理部253が画面をリフレッシュする間隔である。収束条件は、局所探索法等のメタヒューリスティックと呼ばれる解法を用いて運転計画を作成する場合に用いられる収束条件である。ある運転計画と次の運転計画との差が収束条件に収まれば、局所探索法等による運転計画の探索を終了する。 The planned time-out time is the time during which the creation of the operation plan is stopped. The screen refresh interval is an interval at which the display processing unit 253 described later refreshes the screen. The convergence condition is a convergence condition used when an operation plan is created using a solution called a metaheuristic such as a local search method. When the difference between a certain operation plan and the next operation plan falls within the convergence condition, the operation plan search by the local search method or the like is terminated.
運転計画テーブル246は、複数種類の運転計画を保持するテーブルである。図8は、運転計画テーブルのデータ構造の一例を示す図である。図8に示すように、この運転計画テーブルは、運転計画識別番号と、運転計画と、発電コストと、CO2排出量と、選択比率と、日付と、開始時刻と、終了時刻とを対応付ける。 The operation plan table 246 is a table that holds a plurality of types of operation plans. FIG. 8 is a diagram illustrating an example of a data structure of the operation plan table. As shown in FIG. 8, this operation plan table associates an operation plan identification number, an operation plan, a power generation cost, a CO 2 emission amount, a selection ratio, a date, a start time, and an end time.
このうち、運転計画識別番号は、各運転計画を一意に識別する情報である。運転計画は、各運転識別番号に対応する運転計画の情報である。発電コストは、運転計画に対応する発電機10の発電コストである。CO2排出量は、運転計画に対応する発電機10から排出されるCO2の排出量である。
Among these, the operation plan identification number is information for uniquely identifying each operation plan. The operation plan is information on an operation plan corresponding to each operation identification number. The power generation cost is the power generation cost of the
選択比率は、発電コストとCO2排出量との比率を示す情報である。例えば、選択比率の左側の数値が、発電コストの比率を示し、右側の数値が、CO2排出量の数値に対応する。CO2排出量よりも発電コストを少なくすることに重きをおく場合には、選択比率の左側の数値が右側の数値よりも大きくなる。発電コストよりもCO2排出量を少なくすることに重きを置く場合には、選択比率の右側の数値が左側の数値よりも大きくなる。 The selection ratio is information indicating a ratio between the power generation cost and the CO 2 emission amount. For example, the numerical value on the left side of the selection ratio indicates the power generation cost ratio, and the numerical value on the right side corresponds to the numerical value of the CO 2 emission amount. When the emphasis is on making the power generation cost smaller than the CO 2 emission amount, the numerical value on the left side of the selection ratio becomes larger than the numerical value on the right side. When the emphasis is on reducing the CO 2 emission amount rather than the power generation cost, the numerical value on the right side of the selection ratio becomes larger than the numerical value on the left side.
日付は、該当する運転計画を作成した日付に対応する。開始時刻は、該当する運転計画の作成を開始した時刻を示す。終了時刻は、該当する運転計画の作成が終了した時刻を示す。 The date corresponds to the date when the corresponding operation plan is created. The start time indicates the time when the creation of the corresponding operation plan is started. The end time indicates the time when the corresponding operation plan has been created.
続いて、図8の運転計画テーブル246に含まれる運転計画のデータの一例について説明する。図9は、運転計画のデータの一例を示す図である。図9に示すように、この運転計画のデータは、発電機識別情報と、パラメータとを対応付ける。発電機識別情報は、発電機を一意に識別する情報である。 Next, an example of operation plan data included in the operation plan table 246 of FIG. 8 will be described. FIG. 9 is a diagram illustrating an example of operation plan data. As shown in FIG. 9, the operation plan data associates generator identification information with parameters. The generator identification information is information that uniquely identifies the generator.
パラメータは、各発電機の30分毎の運転計画を示す。計画単位が「30分」で、計画時間が「84時間」の場合には、168コマの運転計画が作成される。左端の1コマ目は、0分〜29分までの発電機の状態を示し、2コマ目は、30分〜59分までの発電機の状態を示す。右端の168コマ目は、83時間30分〜84時間までの発電機の状態を示す。各コマには、0又は1が設定される。「0」は、発電機10の状態が停止であることを示す。「1」は、発電機10の状態が起動であることを示す。
The parameter indicates an operation plan every 30 minutes for each generator. When the plan unit is “30 minutes” and the plan time is “84 hours”, an operation plan of 168 frames is created. The first frame at the left end shows the state of the generator from 0 to 29 minutes, and the second frame shows the state of the generator from 30 to 59 minutes. The 168th frame at the right end shows the state of the generator from 83
需要実績データ247は、システム内の高圧需要家30および低圧需要家40における需要電力の実績値を示すものである。例えば、需要実績データ247は、現時点までにおける、各時間帯と需要電力の実績値とを対応付ける。需要実績データ247は、システム内の所定の装置から定期的に通知され更新される。
The
発電機実績データ248は、太陽光発電機11、風力発電機12、地熱発電機13、水力発電機14、バイオマス発電機15がそれぞれ発電した電力の実績値の情報である。例えば、発電機実績データ248は、現時点までにおける、各時間帯と発電された電力とを対応付ける。発電機実績データ248は、システム内の所定の装置から定期的に通知され更新される。
The
制御部250は、調達最適化処理部251、運転計画最適化処理部252、表示処理部253を有する。制御部250は、ASIC(Application Specific Integrated Circuit)や、FPGA(Field Programmable Gate Array)などの集積装置に対応する。また、制御部250は、例えば、CPU(Central Processing Unit)やMPU(Micro Processing Unit)等の電子回路に対応する。
The
調達最適化処理部251は、動的計画法等を基にして、調達計画を作成する処理部である。例えば、調達計画は、調達先と調達する電力との関係を時間毎に示す情報である。
The procurement
調達最適化処理部251は、需要予測データ241と、発電予測データ243と、運転計画最適化処理部252が作成する運転計画とを比較して、不足する電力量を時間毎に特定する。調達最適化処理部251は、時間毎の不足する電力量を補うための調達先の組み合わせを、調達先データ244を基にして特定する。そして、調達最適化処理部251は、動的計画法等を用いて、調達先の組み合わせのうち、最も発電コストが低く、CO2排出量の少ない組み合わせを特定する。
The procurement
なお、調達最適化処理部251は、初期の運転計画を、稼働可能な発電機10がすべて最大発電電力で発電を行うものと想定する。調達最適化処理部251は、作成した調達計画の情報を、運転計画最適化処理部252に出力する。そして、調達最適化処理部251は、運転計画最適化処理部252から、更新後の運転計画を新たに取得し、取得した運転計画を基にして、再度、調達計画を作成し、作成した調達計画を運転計画最適化処理部252に出力する。調達最適化処理部251は、かかる処理を繰り返し実行し、最適な調達計画を作成する。
The procurement
動的計画法等については、文献<「電力需給運用における発電機運転計画作成」公益社団法人 日本オーペレ−ションズ・リサーチ学会 機関紙 オペレーションズ・リサーチ 1997年5月号 341-344 河田謙一他>に開示されている。調達最適化処理部251は、かかる開示された従来の動的計画法を用いて、調達計画を作成してもよいし、他の動的計画法を用いて、調達計画を作成してもよい。
The dynamic programming method, etc., is disclosed in the literature <“Generation of power generator operation plan for power supply and demand operation”, Japan Operations Research Society, Japan, May 1997 issue 341-344 Kenichi Kawada et al. Has been. The procurement
運転計画最適化処理部252は、局所探索法等を用いて、運転計画を作成する処理部である。運転計画最適化処理部252は、計算部の一例である。運転計画最適化処理部252は、例えば、運転計画は、図9のパラメータに示したように、コマ毎に起動「1」、停止「0」を定義した情報である。
The operation plan
運転計画最適化処理部252は、需要予測データ241と、発電予測データ243と、調達計画とを基にして、需要を満たすために発電機10が発電する電力を特定する。運転計画最適化処理部252は、図4に示した発電機情報等を基にして、発電機10が発電する電力量を満たす制約条件の下、各コマのパラメータ値を「0」又は「1」にランダムに特定して、初期の運転計画を作成する。
The operation plan
運転計画最適化処理部252は、初期の運転計画の発電コストおよび発電によるCO2排出量を下記のように算出し、運転計画テーブル246に登録する。運転計画最適化処理部252は、式(1)を用いて運転計画の発電コストを算出する。
The operation plan
式(1)において、pitは、発電機iの時刻tにおける発電機の出力を示す。uitは、発電機iの時刻tにおける発電機の起動・停止状態を示す。発電機が起動している場合には、uitの値が「1」となり、発電機が起動していない場合には、uitの値が「0」となる。SCiは、発電機iの起動費を示す。 In equation (1), pit represents the output of the generator at time t of the generator i. u it shows the start and stop state of the power generator at time t of the generator i. If the generator is running, the value "1" next to the u, if the generator is not running, the value of u it becomes "0". SC i indicates the startup cost of the generator i.
式(1)において、FCOSTi(pit)は、式(2)によって定義される。 In Equation (1), FCOST i (p it ) is defined by Equation (2).
式(2)において、ai、bi、ciは、発電機毎の燃料特性を示す。 In formula (2), a i , b i , and c i indicate fuel characteristics for each generator.
また、運転計画最適化処理部252は、式(3)を用いて、発電によるCO2排出量を算出する。
In addition, the operation plan
数(3)において、FCO2i(Pit)は、CO2排出量を示すものであり、式(4)によって定義される。 In the equation (3), FCO2 i (P it ) indicates the CO 2 emission amount and is defined by the equation (4).
式4において、RateCO2iは、CO2排出量変換係数を示す。 In Equation 4, RateCO2 i represents a CO 2 emission conversion coefficient.
運転計画最適化処理部252は、需要と供給を満たすために発電機10が発電する電力量を満たす制約条件のもと、運転計画の一部のパラメータを変更し、前回の運転計画の発電コストおよびCO2は排出量よりも低い、発電コストおよびCO2排出量となる運転計画を局所探索法を用いて探索する。運転計画最適化処理部252は、探索した運転計画の情報を、運転計画テーブル246に登録するとともに、運転計画の情報を、調達最適化処理部251に出力する。
The operation plan
運転計画最適化処理部252は、当該運転計画を作成する際に、調達最適化処理部251から取得した調達計画を対応付けて運転計画テーブル246に登録してもよい。
When creating the operation plan, the operation plan
運転計画最適化処理部252は、再度、調達最適化処理部251から調達計画を取得した場合には、取得した調達計画を基にして、上記した局所探索法による運転計画を作成する処理を繰り返し実行する。運転計画最適化処理部252は、前回の運転計画の発電コストおよびCO2排出量と、今回の運転計画の発電コストおよびCO2排出量との変化が、収束条件を満たす場合に、運転計画の作成を終了する。
When the operation plan
例えば、式(5)、(6)を満たす場合に、運転計画最適化処理部252は、運転計画の作成を終了する。
For example, when the expressions (5) and (6) are satisfied, the operation plan
絶対値((前回の運転計画の発電コスト−今回の運転計画の発電コスト)/今回の運転計画の発電コスト)<収束条件・・・(5) Absolute value ((power generation cost of previous operation plan-power generation cost of current operation plan) / power generation cost of current operation plan) <convergence condition (5)
絶対値((前回の運転計画のCO2排出量−今回の運転計画のCO2排出量)/今回の運転計画のCO2排出量)<収束条件・・・(6) Absolute value ((CO 2 emissions of the previous operation plan - CO 2 emissions of the current operational plan) / CO 2 emissions of the current operational plan) <convergence condition (6)
局所探索法については、文献<「電力系統へのメタヒューリスティクス応用技術」一般社団法人 電気学会 電力系統へのメタヒューリスティクス応用調査専門委員会編 2003/06/10>に開示されている。また、特開2013−132195に開示されている。運転計画最適化処理部232は、係る開示された局所探索法を用いて、運転計画を作成してもよいし、他の局所探索法を用いて、運転計画を作成してもよい。 The local search method is disclosed in the literature <"Metaheuristics Application Technology to Power Systems", The Institute of Electrical Engineers of Japan, Metaheuristics Application Research Committee for Electric Power Systems, 2003/06/10>. Moreover, it is disclosed by Unexamined-Japanese-Patent No. 2013-132195. The operation plan optimization processing unit 232 may create an operation plan using the disclosed local search method, or may create an operation plan using another local search method.
図10は、需要に対する供給の割合の一例を示す図である。図10の横軸は時刻を示し、縦軸を供給電力とする。ここでは一例として、各時刻の需要電力をそれぞれ1a、1b、1c、1dとする。そうすると、例えば、13時における調達による電力は2aとなり、発電機10による電力は2bとなり、再生可能エネルギーによる電力は2cとなる。13時30分における調達による電力は3aとなり、発電機10による電力は3bとなり、再生可能エネルギーによる電力は3cとなる。14時における調達による電力は4aとなり、発電機10による電力は4bとなり、再生可能エネルギーによる電力は4cとなる。14時30分における調達による電力は5aとなり、発電機10による電力は5bとなり、再生可能エネルギーによる電力は5cとなる。なお、発電機による電力の供給量は、需要電力に対する所定の割合をカバーすることを想定する。所定の割合は例えば、16%である。
FIG. 10 is a diagram illustrating an example of the ratio of supply to demand. The horizontal axis in FIG. 10 represents time, and the vertical axis represents supply power. Here, as an example, the demand power at each time is 1a, 1b, 1c, and 1d, respectively. Then, for example, the power by procurement at 13:00 is 2a, the power by the
なお、発電機10は、最小最大出力割合に制約があるため、発電可能な電力量は飛び石状態となる。図11は、発電機の発電可能な電力量の一例を示す図である。例えば、図4に示した発電機情報では、図11の網掛け以外の部分に関しては、発電量を供給できない。
In addition, since the
図2の説明に戻る。表示処理部253は、需要予測データ241、発電予測データ243、調達計画による発電量、運転計画による発電量に関する情報を、表示部230の画面に表示する処理部である。例えば、表示処理部253は、調達計画による発電量を、調達最適化処理部251から取得する調達計画と、調達先データ244とを基にして、調達計画による発電量を算出する。表示処理部253は、運転計画テーブル246と、発電機情報とを基にして、運転計画による発電量を算出する。
Returning to the description of FIG. The display processing unit 253 is a processing unit that displays information on the
以下の説明では、調達計画による発電量と、運転計画による発電量とを合わせて運転計画に基づく発電量と表記する。また、発電予測データ243から特定される太陽光発電機11、風力発電機12が発電する発電量を、気象予測に基づく発電量と表記する。
In the following description, the power generation amount based on the operation plan is combined with the power generation amount based on the procurement plan and the power generation amount based on the operation plan. Further, the power generation amount generated by the solar power generator 11 and the wind power generator 12 specified from the power
図12〜図14は、表示処理部が表示する画面の一例を示す図である。例えば、図12において、横軸は時間を示し、縦軸は電力値を示す。需要曲線51は、需要予測データ241に基づいて作成される各時間帯の需要量を示すものである。また、需要曲線51は、需要実績データ247に基づいて、補正される。各時間帯の黒塗りの棒は、運転計画に基づく発電量を示す。各時間体の網掛けの棒は、気象予測に基づく発電量を示す。気象予測に基づく発電量は、発電機実績データ248に基づいて、補正される。判定部52は、需要と供給のバランスが保たれているか否かを示すものである。計算実行ボタン53は、運転計画を再度計算させる場合に、利用者が入力部220を操作して押下するボタンである。
12-14 is a figure which shows an example of the screen which a display process part displays. For example, in FIG. 12, the horizontal axis indicates time, and the vertical axis indicates power value. The
図12〜図14では、現在の時間帯を時間帯61(12時〜12時30分)とする。時間帯60では、過去3時間の30分毎の運転計画に基づく発電量の実績値と、太陽光発電機11、風力発電機12、地熱発電機13、水力発電機14、バイオマス発電機15が発電した発電量の実績値とが示される。時間帯62では、現在の30分間の次の30分〜84時間先の30分毎の運転計画に基づく発電量の計画値と、気象予測に基づく発電量が示される。
12 to 14, the current time zone is a time zone 61 (12:00 to 12:30). In the
表示処理部253は、需要予測データ241に基づいて需要曲線51を表示する。また、表示処理部253は、定期的に更新される需要曲線実績データ247に基づいて、需要曲線51を修正する。例えば、表示処理部253は、同時刻における需要予測データ241と需要実績データ247とを用い、需要実績データを用いて需要予測データを更新するデータ同化と呼ばれる手法によって、需要曲線51を修正する。このデータ同化の手法としては、文献<「カルマンフィルタによって更新される線形回帰モデルを用いた数時間先行電力負荷予測」中村政俊(佐賀大)、旗崎裕章(九州電力)電気学会論文誌 B 電力・エネルギー部門誌 103(4),P251-258, 1983-04 電気学会>に開示されている。
The display processing unit 253 displays the
表示処理部253は、発電予測データ243に基づいて、気象予測に基づく発電量を表示する。また、表示処理部253は、定期的に更新される発電実績データ248に基づいて、気象予測に基づく発電量を修正する。修正方法は需要予測データの更新と同様に、データ同化の手法を用いる。
The display processing unit 253 displays the power generation amount based on the weather prediction based on the power
表示処理部253は、運転計画に基づく発電量および気象予測に基づく発電量を加算した値と、需要曲線51に基づく需要量との差分値を算出し、算出結果を判定部52に表示させる。以下の説明では、運転計画に基づく発電量および気象予測に基づく発電量を加算した値を適宜、加算値と表記する。また、加算値と、需要曲線51に基づく需要量との差分値を、単に差分値と適宜表記する。
The display processing unit 253 calculates a difference value between the value obtained by adding the power generation amount based on the operation plan and the power generation amount based on the weather prediction and the demand amount based on the
例えば、表示処理部253は、差分値の絶対値が閾値未満の場合には、判定部52を第1の色に表示させる。図12に示す例では、各時間帯12:00〜18:00において、需要曲線51に基づく需要量と、加算値がほぼ等しく、差分値の絶対値が閾値未満となる。このため、表示処理部253は、判定部52g〜52rを第1の色に表示させる。
For example, the display processing unit 253 causes the
これに対して、表示処理部253は、差分値の絶対値が閾値以上の場合には、判定部を第2の色に表示させる。第2の色は、第1の色と異なる色であれば、どのような色でも良い。 On the other hand, when the absolute value of the difference value is equal to or greater than the threshold value, the display processing unit 253 displays the determination unit in the second color. The second color may be any color as long as it is different from the first color.
図13に示す例では、時間帯15:30〜18:00において、需要曲線51に基づく需要量よりも、加算値が小さくなり、差分値の絶対値が閾値以上となる。このため、表示処理部253は、判定部52n〜52rを第2の色に表示させる。なお、時間帯12:00〜15:30において、差分値の絶対値が閾値未満であるため、表示処理部253は、判定部52g〜52rを第1の色に表示させる。
In the example illustrated in FIG. 13, in the time zone 15:30 to 18:00, the added value is smaller than the demand amount based on the
図14に示す例では、時間帯14:30〜16:00、17:00〜18:00において、需要曲線51に基づく需要量よりも、加算値が小さくなり、差分値の絶対値が閾値以上となる。このため、表示処理部253は、判定部52l,52m,52n,52q,52rを第2の色に表示させる。なお、時間帯12:00〜14:30、16:00〜17:00において、差分値の絶対値が閾値未満であるため、表示処理部253は、判定部52f〜52k,52o,52pを第1の色に表示させる。
In the example illustrated in FIG. 14, the added value is smaller than the demand amount based on the
図13、図14に示したように、判定部52が第2の色で表示されたことを確認した利用者は、入力部220を操作して、計算実行ボタン53を押下する。表示処理部253は、計算実行ボタン53が押下された場合に、調達最適化処理部251に調達計画の計算を要求し、運転計画最適化処理部252に運転計画の計算を要求する。
As shown in FIGS. 13 and 14, the user who has confirmed that the
計算要求を受け付けた調達最適化処理部251および運転計画最適化処理部252は、再度、調達計画および運転計画の最適化計算を実行する。表示処理部253は、調達最適化処理部251および運転計画最適化処理部252から計算結果を取得する。表示処理部253は、運転計画に基づく発電量および気象予測に基づく発電量を加算した値と、需要曲線51に基づく需要量との差分値を算出し、算出結果を判定部52に表示させる。また、表示処理部253は、差分値に基づいて、判定部52を第1の色または第2色に表示させる。
Upon receipt of the calculation request, the procurement
次に、本実施例に係る運転計画作成装置200の処理手順について説明する。図15は、本実施例に係る運転計画作成装置の処理手順を示すフローチャートである。図15に示すように、調達最適化処理部251および運転計画最適化処理部252は、調達計画および運転計画を計算する(ステップS101)。
Next, a processing procedure of the operation
運転計画作成装置200の表示処理部253は、需要量と、運転計画に基づく発電量と、気象予測に基づく発電量を表示させる(ステップS102)。また、ステップS102において、表示処理部253は、差分値が閾値以上か否かに応じて、判定部52を、第1の色または第2の色に表示させる。
The display processing unit 253 of the operation
表示処理部253は、計算実行ボタン53が押下されたか否かを判定する(ステップS103)。表示処理部253は、計算実行ボタン53が押下されていない場合には(ステップS103,No)、ステップS102に移行する。
The display processing unit 253 determines whether or not the
一方、表示処理部253は、計算実行ボタン53が押下された場合には(ステップS103,Yes)、調達最適化処理部251および運転計画最適化処理部252に運転計画の計算要求を出力する(ステップS104)。
On the other hand, when the
調達最適化処理部251および運転計画最適化処理部252は、調達計画および運転計画の更新を行う(ステップS105)。表示処理部253は、調達計画および運転計画の更新を判定して表示し(ステップS106)、ステップS103に移行する。
The procurement
次に、図15のステップS101に示した、調達計画および運転計画を計算する処理の処理手順について説明する。なお、図15のステップS105に示した、調達計画および運転計画を更新する処理も、図16に示す処理手順に対応する。 Next, a processing procedure of processing for calculating a procurement plan and an operation plan shown in step S101 of FIG. 15 will be described. The process for updating the procurement plan and the operation plan shown in step S105 in FIG. 15 also corresponds to the process procedure shown in FIG.
図16は、調達計画および運転計画を計算する処理のフローチャートを示す図である。運転計画作成装置200の調達最適化処理部251は、1回目の処理であるか否かを判定する(ステップS201)。
FIG. 16 is a diagram illustrating a flowchart of processing for calculating a procurement plan and an operation plan. The procurement
調達最適化処理部251は、1回目の処理である場合には(ステップS201,Yes)、制御可能な発電機10の台数と発電機毎の最大発電電力の値から、発電機10で供給可能な最大電力を計算(ステップS202)し、ステップS204に移行する。
In the case of the first process (step S201, Yes), the procurement
調達最適化処理部251は、1回目の処理でない場合には(ステップS201,No)、運転計画に基づいて発電機10で供給する電力を計算し(ステップS203)、ステップS204に移行する。
If it is not the first process (step S201, No), the procurement
調達最適化処理部251は、調達計画立案処理を実行する(ステップS204)。ステップS204において、調達最適化処理部251は、需要電力の予測値Aから発電機の供給可能電力Bをマイナスした値を、調達電力量として特定する。なお、供給可能電力Bは、予測値Aに対する割合Cを乗算した値とする。調達最適化処理部251は、動的計画法を基にして、30分コマ毎に、調達電力量を満たす組み合わせを計算することで、調達計画を作成する。
The procurement
運転計画最適化処理部252は、運転計画立案処理を実行する(ステップS205)。ステップS205において、運転計画最適化処理部252は、需要電力の予測値Aから調達電力の合計Dをマイナスした値を、供給電力量として特定する。運転計画最適化処理部252は、局所探索法を基にして、30分コマ毎に、供給電力を満たす組み合わせを計算することで、運転計画を作成する。
The operation plan
制御部250は、調達計画による調達電力と、運転計画による電力との総供給量が収束したか否かを判定する(ステップS206)。制御部250は、総供給量が収束していない場合には(ステップS206,No)、ステップS201に移行する。一方、制御部250は、総供給量が収束した場合には(ステップS206,Yes)、運転計画の最適化計算を終了する。
The
次に、本実施例に係る運転計画作成装置200の効果について説明する。運転計画作成装置200は、運転計画に基づく発電量および気象予測に基づく発電量を加算した電力量と、予想される需要電力とが異なる時間帯を、判定部によって視覚可能に表示させる。このため、電力の需要と供給のバランスが崩れる予兆をより早く検知し、運転計画にフィードバックすることができる。
Next, effects of the operation
運転計画作成装置200は、判定部52を各時間帯に対応付けてそれぞれ表示させ、差分値の絶対値が閾値未満である時間帯の判定部52を第1の色に表示させる。また、運転計画作成装置200は、差分値の絶対値が閾値以上である時間帯の判定部52を第2の色で表示させるため、需要と供給のバランスが崩れる時間帯を容易に判別することができる。
The operation
運転計画作成装置200は、需要予測データ241に基づいて需要曲線を表示させ、この需要曲線を需要実績データに基づいて補正する。そして、運転計画作成装置200は、補正した需要曲線と、加算値とを基にして、判定部52を第1の色または第2の色に表示させる。このため、時々刻々と変化する需要実績に対応して、需要と供給のバランスが崩れる時間帯を容易に判別することができる。
The operation
運転計画作成装置200は、発電実績データ248に基づいて、気象予測に基づく発電量を補正する。そして、運転計画作成装置200は、補正した需要曲線と、加算値とを基にして、判定部52を第1の色または第2の色に表示させる。このため、気象の変化に柔軟に対応して、需要と供給のバランスが崩れる時間帯を容易に判別することができる。
The operation
次に、上記実施例に示した運転計画作成装置200と同様の機能を実現する運転計画作成プログラムを実行するコンピュータの一例について説明する。図17は、表示プログラムを実行するコンピュータの一例を示す図である。
Next, an example of a computer that executes an operation plan creation program that realizes the same function as the operation
図17に示すように、コンピュータ300は、各種演算処理を実行するCPU301と、利用者からのデータの入力を受け付ける入力装置302と、ディスプレイ303を有する。また、コンピュータ300は、記憶媒体からプログラム等を読取る読み取り装置304と、ネットワークを介して他のコンピュータとの間でデータの授受を行うインターフェース装置305とを有する。また、コンピュータ300は、各種情報を一時記憶するRAM306と、ハードディスク装置307を有する。そして、各装置301〜307は、バス308に接続される。
As illustrated in FIG. 17, the
ハードディスク装置307は、表示処理プログラム307aを有する。CPU301は、各プログラム307aを読み出してRAM306に展開する。表示処理プログラム307aは、表示処理プロセス306aとして機能する。例えば、表示処理プロセス306aは、表紙処理部253に対応する。
The
なお、表示処理プログラム307aについては、必ずしも最初からハードディスク装置307に記憶させておかなくても良い。例えば、コンピュータ300に挿入されるフレキシブルディスク(FD)、CD−ROM、DVDディスク、光磁気ディスク、ICカードなどの「可搬用の物理媒体」に各プログラムを記憶させておく。そして、コンピュータ300がこれらから表示処理プログラム307aを読み出して実行するようにしてもよい。
Note that the
以上の各実施例を含む実施形態に関し、さらに以下の付記を開示する。 The following supplementary notes are further disclosed with respect to the embodiments including the above examples.
(付記1)コンピュータに、
電力の需要量と、発電機の運転計画に基づく第1の発電量と、気象予測に基づく第2の発電量を算出し、
前記第1の発電量および前記第2の発電量を加算した加算値と、前記需要量との差分値に基づく判定処理を実行し、
前記需要量と、前記第1の発電量と、前記第2の発電量との算出結果と、前記判定処理の実行結果を時間軸に対応付けて表示させ、
前記判定処理の実行結果と算出結果を表示させた後に、運転計画の変更要求を受け付けた場合には、前記発電機の運転計画の変更処理を実行し、
変更した運転計画に基づく第1の発電量を算出し、前記表示を更新する
処理を実行させることを特徴とする運転計画支援プログラム。
(Supplementary note 1)
Calculate the demand for power, the first power generation based on the generator operation plan, and the second power generation based on weather forecasts,
A determination process based on a difference value between the addition value obtained by adding the first power generation amount and the second power generation amount and the demand amount;
The calculation result of the demand amount, the first power generation amount, and the second power generation amount, and the execution result of the determination process are displayed in association with a time axis,
After displaying the execution result and the calculation result of the determination process, when receiving an operation plan change request, execute the operation plan change process of the generator,
An operation plan support program characterized in that a first power generation amount based on the changed operation plan is calculated, and the display is updated.
(付記2)前記判定処理は、各時間帯と対応付けてそれぞれ実行し、前記第1の発電量および前記第2の発電量の加算値と、前記電力の需要量との差分値の絶対値が閾値未満である時間帯に対応する判定を第1の色で表示させ、前記差分の絶対値が閾値以上である時間帯に対応する判定を第2の色で表示させることを特徴とする付記1に記載の運転計画支援プログラム。 (Supplementary Note 2) The determination process is executed in association with each time zone, and an absolute value of a difference value between the first power generation amount and the second power generation amount and the power demand amount. The determination corresponding to the time zone in which the difference is less than the threshold value is displayed in the first color, and the determination corresponding to the time zone in which the absolute value of the difference is equal to or greater than the threshold value is displayed in the second color. The operation plan support program according to 1.
(付記3)前記判定処理は、予測に基づく電力の需要量と、前記第1の発電量と、前記第2の発電量との算出結果を表示し、電力の需要量の実績値に基づいて、前記予測に基づく電力の需要量を補正し、前記第1の発電量および前記第2の発電量を加算した加算値と、補正した需要量との差分値を算出することを特徴とする付記1または2に記載の運転計画支援プログラム。 (Additional remark 3) The said determination process displays the calculation result of the demand amount of electric power based on prediction, the said 1st electric power generation amount, and the said 2nd electric power generation amount, Based on the actual value of the electric power demand amount The power demand amount based on the prediction is corrected, and a difference value between the added value obtained by adding the first power generation amount and the second power generation amount and the corrected demand amount is calculated. The operation plan support program according to 1 or 2.
(付記4)前記判定処理は、気象に基づく発電量の実績値に基づいて、前記第2の発電量を補正し、前記前記第1の発電量および補正した第2の発電量を加算した加算値と、補正した需要量との差分値を算出することを特徴とする付記3に記載の運転計画支援プログラム。 (Additional remark 4) The said determination process is the addition which correct | amended the said 2nd power generation amount based on the actual value of the power generation amount based on a weather, and added the said 1st power generation amount and the corrected 2nd power generation amount The operation plan support program according to appendix 3, wherein a difference value between the value and the corrected demand is calculated.
(付記5)コンピュータが実行する運転計画支援方法であって、
電力の需要量と、発電機の運転計画に基づく第1の発電量と、気象予測に基づく第2の発電量を算出し、
前記第1の発電量および前記第2の発電量を加算した加算値と、前記需要量との差分値に基づく判定処理を実行し、
前記需要量と、前記第1の発電量と、前記第2の発電量との算出結果と、前記判定処理の実行結果を時間軸に対応付けて表示させ、
前記判定処理の実行結果と算出結果を表示させた後に、運転計画の変更要求を受け付けた場合には、前記発電機の運転計画の変更処理を実行し、
変更した運転計画に基づく第1の発電量を算出し、前記表示を更新する
処理を実行することを特徴とする運転計画支援方法。
(Supplementary Note 5) An operation plan support method executed by a computer,
Calculate the demand for power, the first power generation based on the generator operation plan, and the second power generation based on weather forecasts,
A determination process based on a difference value between the addition value obtained by adding the first power generation amount and the second power generation amount and the demand amount;
The calculation result of the demand amount, the first power generation amount, and the second power generation amount, and the execution result of the determination process are displayed in association with a time axis,
After displaying the execution result and the calculation result of the determination process, when receiving an operation plan change request, execute the operation plan change process of the generator,
An operation plan support method, comprising: calculating a first power generation amount based on the changed operation plan, and updating the display.
(付記6)前記判定処理は、各時間帯と対応付けてそれぞれ実行し、前記第1の発電量および前記第2の発電量の加算値と、前記電力の需要量との差分値の絶対値が閾値未満である時間帯に対応する判定を第1の色で表示させ、前記差分の絶対値が閾値以上である時間帯に対応する判定を第2の色で表示させることを特徴とする付記5に記載の運転計画支援方法。 (Supplementary Note 6) The determination process is executed in association with each time period, and an absolute value of a difference value between the first power generation amount and the second power generation amount and the power demand amount The determination corresponding to the time zone in which the difference is less than the threshold value is displayed in the first color, and the determination corresponding to the time zone in which the absolute value of the difference is equal to or greater than the threshold value is displayed in the second color. 5. The operation plan support method according to 5.
(付記7)前記判定処理は、予測に基づく電力の需要量と、前記第1の発電量と、前記第2の発電量との算出結果を表示し、電力の需要量の実績値に基づいて、前記予測に基づく電力の需要量を補正し、前記第1の発電量および前記第2の発電量を加算した加算値と、補正した需要量との差分値を算出することを特徴とする付記5または6に記載の運転計画支援方法。 (Additional remark 7) The said determination process displays the calculation result of the demand amount of electric power based on prediction, the said 1st electric power generation amount, and the said 2nd electric power generation amount, Based on the actual value of the electric power demand amount The power demand amount based on the prediction is corrected, and a difference value between the added value obtained by adding the first power generation amount and the second power generation amount and the corrected demand amount is calculated. 5. The operation plan support method according to 5 or 6.
(付記8)前記判定処理は、気象に基づく発電量の実績値に基づいて、前記第2の発電量を補正し、前記前記第1の発電量および補正した第2の発電量を加算した加算値と、補正した需要量との差分値を算出することを特徴とする付記7に記載の運転計画支援方法。 (Additional remark 8) The said determination process is the addition which correct | amended the said 2nd power generation amount based on the actual value of the power generation amount based on a weather, and added the said 1st power generation amount and the corrected 2nd power generation amount The operation plan support method according to appendix 7, wherein a difference value between the value and the corrected demand is calculated.
(付記9)電力の需要量と、発電機の運転計画に基づく第1の発電量と、気象予測に基づく第2の発電量を算出し、前記第1の発電量および前記第2の発電量を加算した加算値と、前記需要量との差分値に基づく判定処理を実行し、前記需要量と、前記第1の発電量と、前記第2の発電量との算出結果と、前記判定処理の実行結果を時間軸に対応付けて表示させ、前記判定処理の実行結果と算出結果を表示させた後に、運転計画の変更要求を受け付けた場合には、前記発電機の運転計画の変更処理を実行し、変更した運転計画に基づく第1の発電量を算出し、前記表示を更新する表示処理部
を有することを特徴とする運転計画支援装置。
(Supplementary note 9) The first power generation amount and the second power generation amount are calculated by calculating the power demand amount, the first power generation amount based on the generator operation plan, and the second power generation amount based on the weather forecast. And a determination result based on a difference value between the added value and the demand amount, a calculation result of the demand amount, the first power generation amount, and the second power generation amount, and the determination process. When the operation plan change request is received after displaying the execution result and the calculation result of the determination process in association with the time axis, the change of the operation plan of the generator is performed. An operation plan support apparatus comprising: a display processing unit that executes and calculates a first power generation amount based on the changed operation plan, and updates the display.
(付記10)前記表示処理部は、前記判定処理として、各時間帯と対応付けてそれぞれ実行し、前記第1の発電量および前記第2の発電量の加算値と、前記電力の需要量との差分値の絶対値が閾値未満である時間帯に対応する判定を第1の色で表示させ、前記差分の絶対値が閾値以上である時間帯に対応する判定を第2の色で表示させることを特徴とする付記9に記載の運転計画支援装置。
(Supplementary Note 10) The display processing unit executes the determination process in association with each time zone, and adds the first power generation amount and the second power generation amount, and the power demand amount. The determination corresponding to the time zone in which the absolute value of the difference value is less than the threshold is displayed in the first color, and the determination corresponding to the time zone in which the absolute value of the difference is greater than or equal to the threshold is displayed in the second color. The operation plan support apparatus according to
(付記11)前記表示処理部は、前記判定処理として、予測に基づく電力の需要量と、前記第1の発電量と、前記第2の発電量との算出結果を表示し、電力の需要量の実績値に基づいて、前記予測に基づく電力の需要量を補正し、前記第1の発電量および前記第2の発電量を加算した加算値と、補正した需要量との差分値を算出することを特徴とする付記9または10に記載の運転計画支援装置。
(Additional remark 11) The said display process part displays the calculation result of the demand amount of electric power based on prediction, the said 1st electric power generation amount, and the said 2nd electric power generation amount as the said determination process, The electric power demand amount Based on the actual value, the power demand amount based on the prediction is corrected, and a difference value between the added value obtained by adding the first power generation amount and the second power generation amount and the corrected demand amount is calculated. The operation plan support apparatus according to
(付記12)前記表示処理部は、前記判定処理として、気象に基づく発電量の実績値に基づいて、前記第2の発電量を補正し、前記前記第1の発電量および補正した第2の発電量を加算した加算値と、補正した需要量との差分値を算出することを特徴とする付記11に記載の運転計画支援装置。 (Additional remark 12) The said display process part correct | amends the said 2nd electric power generation amount based on the actual value of the electric power generation amount based on a weather as said determination process, The said 1st electric power generation amount and the corrected 2nd The operation plan support apparatus according to appendix 11, wherein a difference value between the added value obtained by adding the power generation amount and the corrected demand amount is calculated.
10a、10b、10c 発電機
11a、11b、11c 太陽光発電機
12a、12b、12c 風力発電機
13a、13b、13c 地熱発電機
14a、14b、14c 水力発電機
15a、15b、15c バイオマス発電機
20a、20b、20c 電力会社
30 高圧需要家
40 低圧需要家
50a、50b、50c 電力調達先
100 PPS
200 運転計画作成装置
10a, 10b,
200 Operation plan creation device
Claims (6)
電力の需要量と、発電機の運転計画に基づく第1の発電量と、気象予測に基づく第2の発電量を算出し、
前記第1の発電量および前記第2の発電量を加算した加算値と、前記需要量との差分値に基づく判定処理を実行し、
前記需要量と、前記第1の発電量と、前記第2の発電量との算出結果と、前記判定処理の実行結果を時間軸に対応付けて表示させ、
前記判定処理の実行結果と算出結果を表示させた後に、運転計画の変更要求を受け付けた場合には、前記発電機の運転計画の変更処理を実行し、
変更した運転計画に基づく第1の発電量を算出し、前記表示を更新する
処理を実行させることを特徴とする運転計画支援プログラム。 On the computer,
Calculate the demand for power, the first power generation based on the generator operation plan, and the second power generation based on weather forecasts,
A determination process based on a difference value between the addition value obtained by adding the first power generation amount and the second power generation amount and the demand amount;
The calculation result of the demand amount, the first power generation amount, and the second power generation amount, and the execution result of the determination process are displayed in association with a time axis,
After displaying the execution result and the calculation result of the determination process, when receiving an operation plan change request, execute the operation plan change process of the generator,
An operation plan support program characterized in that a first power generation amount based on the changed operation plan is calculated, and the display is updated.
電力の需要量と、発電機の運転計画に基づく第1の発電量と、気象予測に基づく第2の発電量を算出し、
前記第1の発電量および前記第2の発電量を加算した加算値と、前記需要量との差分値に基づく判定処理を実行し、
前記需要量と、前記第1の発電量と、前記第2の発電量との算出結果と、前記判定処理の実行結果を時間軸に対応付けて表示させ、
前記判定処理の実行結果と算出結果を表示させた後に、運転計画の変更要求を受け付けた場合には、前記発電機の運転計画の変更処理を実行し、
変更した運転計画に基づく第1の発電量を算出し、前記表示を更新する
処理を実行することを特徴とする運転計画支援方法。 An operation plan support method executed by a computer,
Calculate the demand for power, the first power generation based on the generator operation plan, and the second power generation based on weather forecasts,
A determination process based on a difference value between the addition value obtained by adding the first power generation amount and the second power generation amount and the demand amount;
The calculation result of the demand amount, the first power generation amount, and the second power generation amount, and the execution result of the determination process are displayed in association with a time axis,
After displaying the execution result and the calculation result of the determination process, when receiving an operation plan change request, execute the operation plan change process of the generator,
An operation plan support method, comprising: calculating a first power generation amount based on the changed operation plan, and updating the display.
を有することを特徴とする運転計画支援装置。 The amount of power demand, the first power generation amount based on the generator operation plan, and the second power generation amount based on weather forecast are calculated, and the first power generation amount and the second power generation amount are added. A determination process based on a difference value between the value and the demand amount is executed, and a calculation result of the demand amount, the first power generation amount, and the second power generation amount, and an execution result of the determination process are obtained. When a request for changing the operation plan is received after displaying the execution result and calculation result of the determination process in association with the time axis, the operation plan change process of the generator is executed and changed. An operation plan support apparatus comprising: a display processing unit that calculates a first power generation amount based on the operation plan and updates the display.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2014031332A JP6197689B2 (en) | 2014-02-21 | 2014-02-21 | Operation plan support program, operation plan support method, and operation plan support apparatus |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2014031332A JP6197689B2 (en) | 2014-02-21 | 2014-02-21 | Operation plan support program, operation plan support method, and operation plan support apparatus |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2015156770A JP2015156770A (en) | 2015-08-27 |
JP6197689B2 true JP6197689B2 (en) | 2017-09-20 |
Family
ID=54775741
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2014031332A Active JP6197689B2 (en) | 2014-02-21 | 2014-02-21 | Operation plan support program, operation plan support method, and operation plan support apparatus |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6197689B2 (en) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2017097514A (en) * | 2015-11-20 | 2017-06-01 | 株式会社 日立産業制御ソリューションズ | Power generation plan creation device, power generation plan coordination device and program |
JP6711074B2 (en) * | 2016-03-29 | 2020-06-17 | 富士通株式会社 | Power generation plan automatic generation program, power generation plan automatic generation method, and power generation plan generation device |
JP6609520B2 (en) * | 2016-06-21 | 2019-11-20 | 株式会社日立製作所 | Microgrid control apparatus and method |
KR102590572B1 (en) * | 2016-10-25 | 2023-10-24 | 한국전기연구원 | Method, apparatus and computer program for improving resilience in power system planning |
JP2020028137A (en) * | 2018-08-09 | 2020-02-20 | 株式会社豊田中央研究所 | Energy system optimization device |
JP6725086B1 (en) * | 2019-07-03 | 2020-07-15 | 三菱電機株式会社 | Control plan correction device and control plan correction method |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP4090189B2 (en) * | 2000-09-07 | 2008-05-28 | 大阪瓦斯株式会社 | Generator control method |
JP2002345154A (en) * | 2001-05-18 | 2002-11-29 | Hitachi Ltd | Power demand and supply method, and display device |
JP2004173342A (en) * | 2002-11-18 | 2004-06-17 | Hitachi Ltd | Operation support system and operation support computer program |
JP2005278335A (en) * | 2004-03-25 | 2005-10-06 | Toshiba Corp | Support system for creating operation program of power consignment and support program for creating operation program of power consignment |
JP2009284723A (en) * | 2008-05-26 | 2009-12-03 | Toshiba Corp | Power supply/demand controller and method of controlling power supply/demand |
JP6104071B2 (en) * | 2013-06-21 | 2017-03-29 | 三菱電機株式会社 | Power supply management system |
-
2014
- 2014-02-21 JP JP2014031332A patent/JP6197689B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2015156770A (en) | 2015-08-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP6197689B2 (en) | Operation plan support program, operation plan support method, and operation plan support apparatus | |
Ela et al. | Wholesale electricity market design with increasing levels of renewable generation: Incentivizing flexibility in system operations | |
Zhang et al. | Electricity-natural gas operation planning with hourly demand response for deployment of flexible ramp | |
Hsieh et al. | Grid flexibility: The quiet revolution | |
Nikoobakht et al. | Flexible power system operation accommodating uncertain wind power generation using transmission topology control: an improved linearised AC SCUC model | |
Bustos et al. | Energy storage and transmission expansion planning: substitutes or complements? | |
US9026259B2 (en) | Power generation optimization in microgrid including renewable power source | |
Egerera et al. | European electricity grid infrastructure expansion in a 2050 context | |
Catalão et al. | Hydro energy systems management in Portugal: profit-based evaluation of a mixed-integer nonlinear approach | |
US20160125339A1 (en) | Demand-supply planning device, demand-supply planning method, demand-supply planning program, and recording medium | |
US20120253532A1 (en) | Systems and methods for forecasting electrical load | |
Xiao et al. | Operating reserve policies with high wind power penetration | |
Delarue et al. | Adaptive mixed-integer programming unit commitment strategy for determining the value of forecasting | |
US9576259B2 (en) | Systems, methods and apparatus for optimizing fuel mix, fuel allocation and scheduling of generator resources | |
JP6385984B2 (en) | Energy management apparatus, energy management method, and energy management program | |
Badakhshan et al. | Impact of solar energy on the integrated operation of electricity-gas grids | |
JP5452714B2 (en) | Power generation plan creation device | |
JP2017174277A (en) | Operation planning calculation apparatus, operation planning calculation method, and operation planning calculation program | |
JP2018106431A (en) | Facility equipment operation plan generation apparatus and method | |
JP6711074B2 (en) | Power generation plan automatic generation program, power generation plan automatic generation method, and power generation plan generation device | |
De Vos et al. | Active participation of wind power in operating reserves | |
KR102173207B1 (en) | Building energy management system with distributed energy resources of scheduling and real time control | |
JP2015125643A (en) | Facility planning method, program and device for distributed energy system | |
Álvarez-Miranda et al. | Two-stage robust UC including a novel scenario-based uncertainty model for wind power applications | |
Welsch et al. | Long-term energy systems planning: accounting for short-term variability and flexibility |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20161102 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20170712 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20170725 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20170807 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6197689 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |