JP7193427B2 - 調整力調達装置および調整力調達方法 - Google Patents

調整力調達装置および調整力調達方法 Download PDF

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Description

本発明は、電力系統の調整力調達装置および調整力調達装方法に関する。
電力を安定供給するためには、需給バランスを調整して周波数を管理目標値以内に維持する必要がある。一般送配電事業者は、需給の変動周期に応じ、ガバナフリー(以下、ＧＦと言う)、負荷周波数制御（以下、ＬＦＣと言う）および経済負荷配分制御（以下、ＥＤＣと言う）による発電機の出力調整を組み合わせ、エリア単位で管理目標値以内の周波数を維持している。
再生可能エネルギー（以下、再エネと言う）の導入が進むにつれて、需給バランス調整の重要性が増している。現在、一般送配電事業者は、需給バランスを調整する目的で、公募により調整力を調達している。また、調整力の取引を行う需給調整市場が創設されると、一般送配電事業者は、この需給調整市場において調整力を調達することになる。
需給調整市場では、需要予測誤差、時間内変動および電源脱落等に対応するため、各一般送配電事業者が、ＧＦ、ＬＦＣおよびＥＤＣに活用できる調整力を確保することなる。需給調整市場で扱う調整力は、指令値までの出力変化（応動時間）が速く、出力継続時間が短い順に一次調整力、二次調整力（１）、二次調整力（２）、三次調整力（１）および三次調整力（２）に分けられる。一次調整力に相当するＧＦでは、調速機（ガバナ）により、系統周波数の変化に対応して出力を増減させる。二次調整力（１）に相当するＬＦＣでは、負荷変動に起因する周波数変動および連系線潮流変動等を検出し、発電機の出力を調整する。二次調整力（２）および三次調整力（１）に相当するＥＤＣでは、最経済となるよう発電機へ出力を配分する。なお、三次調整力（２）は、低速枠の調整力と位置付けられている。
これら調整力は、供給能力に加え、「中央給電指令所からの指令に応じた出力変化速度等といった反応力」および「発生した需給差に対応するための調整幅」といった能力が求められる。需給調整においては、「反応力」および「調整幅」を有した調整力（ΔｋＷ）を一般送配電事業者が事前に調達した上で、実運用において調整力を運用することになる。調整力の運用に伴っては、可変費用（ｋＷｈ）が発生する。上記説明の通り、需給調整市場は、「調整力の調達（ΔｋＷ確保の側面）」と、「調達した調整力の運用（実際に運用した調整力に対しｋＷｈ価値を支払う側面）」が存在する。「ΔｋＷ」を保有するということは、実需給時点で各時間帯毎に必要な調整能力を持った発電機等を、出力調整できる状態で予め確保するということである。
調整単価の登録、応札、約定処理および処理後の清算のプロセスを説明する。調整単価の登録においては、調整力供出事業者は、調整電源等毎に、調整力の発動時の上げ調整単価(Ｖ１)、下げ調整単価(Ｖ２)の情報を、１週間分まとめて需給調整市場システムに入力する。応札においては、需給調整市場（調達）に参加する事業者は、応札する調整力の売りΔｋＷ価格および応札量等を需給調整市場システムに入力する。調達する一般送配電事業者は、必要となる調整力の量を買い入札として入力する。約定処理においては、一般送配電事業者が入札した買い入札量分を、発電・小売電気事業者の応札からΔｋＷ価格の安い順に落札するよう約定処理を実施する。処理後の清算プロセスにおいては、需給調整市場システムで約定処理した結果（約定価格・約定量・約定電源等）を落札した発電・小売電気事業者および関連する一般送配電事業者に送信する。需給調整市場（調達）によるΔｋＷの精算は、これらの情報に基づき行われる。
上述のように、需給調整市場において一般送配電事業者は、調整力を１週間分まとめて調達する。このとき、周波数変動を管理目標値以内に維持しつつ調達コストを可能な限り低減できるだけの調整力を確保しておく必要がある。しかし、以下の理由により、各時間帯でどれくらいの調整力を調達すればよいか決定することは困難である。
第一に、再エネの出力変動は、時間帯および出力帯（天候）によって異なる。第二に、過去の実績に基づいて必要量テーブルを作成する場合に、どの一定信頼区間値（需要予測誤差、時間内変動等のσ、２σ、３σ値等）とすればよいか不明である。第三に、需給調整市場で扱われる調整力（一次調整力、二次調整力（１）、二次調整力（２）、三次調整力（１）および三次調整力（２））を、それぞれどの切り分けで必要量を算出するか決定することも難しい。
発電計画作成方法および発電計画作成システムとして、特許文献１に開示された技術がある。特許文献１によると、発電計画作成システムにおいて、再生可能エネルギー利用発電設備の発電電力を、任意に設定可能な時間範囲について気象予報を取得することで予測するとともに、系統内の負荷電力を予測し、その予測誤差を内燃力発電設備で吸収する発電計画を作成することが記載され、発電計画を作成する際はコスト優先の発電計画を作成する方法が記載されている。
特開２０１１－１３０５８４号公報
しかしながら、特許文献１では、調整力市場を踏まえた記載はなく、さらにどの時間帯、どの出力帯、どの一定信頼区間、どの調整力の切り分けにて、調整力を確保すればよいかの記載がない。このため、特許文献１に開示された方法では、周波数を管理目標値以内に保持しつつ、調整力の調達コストを低減できない可能性がある。
本発明は、上記事情に鑑みなされたものであり、その目的は、電力系統の周波数を管理目標値以内に保持しつつ、調整力の調達コストを低減可能な調整力調達装置および調整力調達方法を提供することにある。
上記目的を達成するため、第１の観点に係る調整力調達装置は、再エネ出力データに基づいて、調整力を調達する区分を決定する調整力調達区分決定部と、前記調整力を調達する区分、前記再エネ出力データ、需要データおよび発電機データを用いた需給制御シミュレーションに基づいて、前記調整力を調達する区分についての調達コストと周波数変動を予測する需給制御シミュレーション部と、前記調整力を調達する区分について予測された調達コストと周波数変動に基づいて、前記調整力を調達する区分を選択する区分選択部とを備える。
本発明によれば、電力系統の周波数を管理目標値以内に保持しつつ、調整力の調達コストを低減することができる。
図１は、第１実施形態に係る調整力調達装置の構成を示すブロック図である。 第１実施形態に係る調整力調達装置の機能的な構成を示すブロック図である。 図２の調整力調達装置の処理を示すフローチャートである。 図２の調整力調達区分決定部で決定される時間帯区分の一例を示す図である。 図２の調整力調達区分決定部で決定される出力帯区分の一例を示す図である。 図５の出力帯区分に用いられる出力と理論的最大出力との関係の一例を示す図である。 図２の調整力調達区分決定部で決定される一定信頼区間値区分の一例を示す図である。 図２の調整力調達区分決定部で決定される調整力の切り分け区分の一例を示す図である。 図２の調整力調達区分決定部で抽出される区分の例を示す図である。 第２実施形態に係る調整力調達装置の機能的な構成を示すブロック図である。 図１０の調整力調達装置の処理を示すフローチャートである。
実施形態について、図面を参照して説明する。なお、以下に説明する実施形態は特許請求の範囲に係る発明を限定するものではなく、また、実施形態の中で説明されている諸要素およびその組み合わせの全てが発明の解決手段に必須であるとは限らない。
図１は、第１実施形態に係る調整力調達装置の構成を示すブロック図である。
図１において、電力系統２０の調整力調達装置１０Ａは、例えば、計算機システムで構成される。電力系統２０の調整力調達装置１０Ａは、電力系統２０の負荷変動などに起因する周波数変動を抑制する運用ができるように、調整力調達を行う。本明細書では、出力配分の分配先を調整力と言う。調整力は、発電機、蓄電池およびデマンドレスポンスの少なくともいずれか１つから選択することができる。
電力系統２０の調整力調達装置１０Ａは、出力部２１、入力部２２、通信部２３、プロセッサ２４、メモリ２５および記憶装置２６を備える。表示部２１、入力部２２、通信部２３、プロセッサ２４、メモリ２５および記憶装置２６は、バス２７を介して互いに接続されている。
また、電力系統２０の調整力調達装置１０Ａは、通信ネットワーク３００を介して、電力系統２０の計測情報などにアクセスすることができる。電力系統２０は、複数の発電機２３Ａ～２３Ｄおよび負荷２５Ａ、２５Ｂ、２５Ｄ～２５Ｆが、母線（ノード）２１Ａ～２１Ｆ、変圧器２２Ａ～２２Ｄおよび送電線路（ブランチ）２４Ａ～２４Ｅなどを介して相互に連系されたシステムである。ここで言う発電機２３Ａ～２３Ｄは、例えば、火力発電機、水力発電機または原子力発電機である。ノード２１Ａ～２１Ｆには、電力系統２０の保護、制御および監視のための各種の計測器が設置されている。また、各ノード２１Ａ～２１Ｄには、蓄電池２６Ａ～２６Ｄおよび再エネ発電機２７Ａ～２７Ｄが接続されている。再エネ発電機２７Ａ～２７Ｄは、例えば、太陽光発電機、太陽熱発電機または風力発電機である。
表示部２１は、電力系統２０の調整力調達装置１０Ａで扱われるパラメータおよび電力系統２０の調整力調達装置１０Ａでの処理結果などを表示する。表示部２１は、ディスプレイ装置であってもよいし、ディスプレイ装置とともにプリンタ装置または音声出力装置などを用いてもよい。
入力部２２は、電力系統２０の調整力調達装置１０Ａを動作させるための各種条件などを入力する。入力部２２は、キーボードおよびマウスなどを使用できる他、タッチパネルまたは音声指示装置などの少なくともいずれか一つを備えるようにしてもよい。
通信部２３は、通信ネットワーク３００に接続するための回路および通信プロトコルを備える。通信ネットワーク３００は、インターネットなどのＷＡＮ（Ｗｉｄｅ Ａｒｅａ Ｎｅｔｗｏｒｋ）であってもよいし、ＷｉＦｉまたはイーサネット（登録商標）などのＬＡＮ（Ｌｏｃａｌ Ａｒｅａ Ｎｅｔｗｏｒｋ）であってもよいし、ＷＡＮとＬＡＮが混在していてもよい。
プロセッサ２４は、コンピュータプログラムを実行し、記憶装置２６に記憶されている各種データベース内のデータの検索、処理結果の表示指示、電力系統２０の調整力調達に関する処理などを行う。プロセッサ２４は、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）であってもよいし、ＧＰＵ（Ｇｒａｐｈｉｃｓ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）であってもよい。プロセッサ２４は、シングルコアロセッサであってもよいし、マルチコアロセッサであってもよい。プロセッサ２４は、処理の一部または全部を行うハードウェア回路（例えばＦＰＧＡ（Ｆｉｅｌｄ－Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ Ｇａｔｅ Ａｒｒａｙ）またはＡＳＩＣ（Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ Ｓｐｅｃｉｆｉｃ Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ Ｃｉｒｃｕｉｔ））を備えていてもよい。プロセッサ２４は、ニューラルネットワークを備えていてもよい。プロセッサ２４は、１つまたは複数の半導体チップとして構成してもよいし、計算サーバのようなコンピュータ装置として構成してもよい。
メモリ２５は、例えば、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）として構成され、コンピュータプログラムおよび計算結果データを記憶したり、各処理に必要なワークエリアをプロセッサ２４に提供したりする。
記憶装置２６は、大容量の記憶容量を有する記憶デバイスであり、例えば、ハードディスク装置またはＳＳＤ（Ｓｏｌｉｄ Ｓｔａｔｅ Ｄｒｉｖｅ）である。記憶装置２６は、各種プログラムの実行ファイルやプログラムの実行に用いられるデータを保持することができる。記憶装置２６は、再エネ理論最大値データベースＤＢ１、再エネ出力データベースＤＢ２、需要データベースＤＢ３、発電機データデータベースＤＢ４、コストデータベースＤＢ５および周波数変動データベースＤＢ６を保持することができる。また、記憶装置２６は、電力系統２０の調整力調達プログラムを保持することができる。電力系統２０の調整力調達プログラムは、電力系統の調整力調達装置１０Ａにインストール可能なソフトウェアであってもよいし、電力系統の調整力調達装置１０Ａにファームウェアとして組み込まれていてもよい。
再エネ理論最大値データベースＤＢ１は、再エネの理論最大値を格納する。再エネの理論最大値は、各時間で再エネが出力可能な最大値（太陽光発電であれば、晴天時出力）である。
再エネ出力データベースＤＢ２は、再エネ出力データを格納する。再エネ出力データは、再エネ出力の実績値を示すことができる。再エネ出力の実績値は、例えば、１日分の過去の時刻ごとの再エネ出力である。１日分の過去の再エネ出力は、例えば、過去の数年分の再エネ出力の統計値を用いることができる。
需要データベースＤＢ３は、需要データを格納する。需要データは、電力需要量の実績値を示すことができる。電力需要量の実績値は、例えば、１日分の過去の時刻ごとの電力需要量である。１日分の過去の電力需要量は、例えば、過去の数年分の電力需要量の統計値を用いることができる。
発電機データベースＤＢ４は、発電機データを格納する。発電機データは、発電機の容量、出力変化速度および発電単価等である。
コストデータベースＤＢ５は、コストデータを格納する。コストは、ΔｋＷの調達コストおよびｋＷｈの運用コスト等である。
周波数変動データベースＤＢ６は、周波数変動データを格納する。周波数変動データは、調整力の運用時の電力系統２０の周波数変動を示すことができる。
電力系統２０の調整力調達プログラムの実行は、複数のプロセッサやコンピュータに分担させてもよい。あるいは、プロセッサ２４は、通信ネットワーク３００を介してクラウドコンピュータなどに電力系統２０の調整力調達プログラムの全部または一部の実行を指示し、その実行結果を受け取るようにしてもよい。
また、図１では、電力系統２０の調整力調達１０Ａが、再エネ理論最大値データベースＤＢ１、再エネ出力データベースＤＢ２、需要データベースＤＢ３、発電機データベースＤＢ４、コストデータベースＤＢ５および周波数変動データベースＤＢ６を保持する例を示したが、再エネ理論最大値データベースＤＢ１、再エネ出力データベースＤＢ２、需要データベースＤＢ３、発電機データベースＤＢ４、コストデータベースＤＢ５および周波数変動データベースＤＢ６の少なくともいずれか１つをクラウドサーバに保持させるようにしてもよい。
ここで、プロセッサ２４は、電力系統２０の調整力調達プログラムを実行することにより、再エネ出力データに基づいて、調整力を調達する区分を決定し、調整力を調達する区分、再エネ出力データ、需要データおよび発電機データを用いた需給制御シミュレーションに基づいて、調整力を調達する区分についての調達コストと周波数変動を予測し、調整力を調達する区分について予測した調達コストと周波数変動に基づいて、調整力を調達する区分を選択する。
このとき、プロセッサ２４は、電力系統２０の周波数変動が管理目標値以内にある区分のうち、調整力の調達コストが最も安い区分を選択することができる。これにより、電力系統２０の周波数を管理目標値以内に保持しつつ、調整力の調達コストを低減することができる。
なお、調整力を調達する区分は、時間帯区分、出力帯区分、一定信頼区間値区分および調整力切り分け区分を含むことができる。これにより、需給の変動周期に応じて周波数変動を管理目標値以内に維持しつつ、調達コストを可能な限り低減するために、各時間帯でどれくらいの調整力をどの程度の信頼性で調達すればよいか判断することができる。
図２は、第１実施形態に係る調整力調達装置の機能的な構成を示すブロック図である。
図２において、電力系統２０の調整力調達装置１０Ａは、再エネ理論最大値データベースＤＢ１、再エネ出力データベースＤＢ２、需要データベースＤＢ３、発電機データベースＤＢ４、コストデータベースＤＢ５、周波数変動データベースＤＢ６を備える。
また、電力系統２０の調整力調達装置１０Ａは、調整力調達区分決定部１１Ａ、需給制御シミュレーション部１２および区分選択部１３を備える。
調整力調達区分決定部１１Ａは、再エネ出力データに基づいて、調整力を調達する区分を決定する。調整力を調達する区分は、時間帯区分、出力帯区分、一定信頼区間値区分および調整力切り分け区分のうちの少なくとも１つを含む。時間帯区分は、調整力を調達する時間帯の区分である。出力帯区分は、調整力を調達する出力帯の区分である。出力帯は、例えば、再エネの理論最大出力に対する再エネ出力の割合で表すことができる。出力帯は、再エネ出力の変動量を示すことができる。一定信頼区間値区分は、再エネの出力変動および需要予測誤差等に対し、どの程度の信頼性で調整力を確保するかを示す区分である。調整力切り分け区分は、需給調整市場で扱われる調整力（一次調整力、二次調整力（１）、二次調整力（２）、三次調整力（１）および三次調整力（２））を、それぞれどの切り分けで確保するかを示す区分である。
調整力調達区分決定部１１Ａは、時間帯区分、出力帯区分、一定信頼区間値区分および調整力切り分け区分のそれぞれについて、手動で決定するか、ランダムに決定するか、線形に決定するかまたは過去の実績値を用いて決定することができる。
需給制御シミュレーション部１２は、調整力を調達する区分、再エネ出力データ、需要データおよび発電機データを用いた需給制御シミュレーションに基づいて、調整力を調達する区分についての調達コストと周波数変動を予測する。
区分選択部１３は、調整力を調達する区分について予測された調達コストと周波数変動に基づいて、調整力を調達する区分を選択する。このとき、区分選択部１３は、周波数変動が管理目標値以内にある区分のうち、調達コストが最も安い区分を選択することができる。
図３は、図２の調整力調達装置の処理を示すフローチャートである。
図３において、ステップＳ１では、図２の調整力調達区分決定部１１Ａは、再エネ理論最大値データベースＤＢ１および再エネ出力データベースＤＢ２を参照し、調整力を調達する区分を決定する。
次に、ステップＳ２では、需給制御シミュレーション部１２は、再エネ出力データベースＤＢ２、需要データベースＤＢ３および発電機データデータベースＤＢ４を参照し、調整力を調達する区分、再エネ出力データ、需要データおよび発電機データを用いた需給制御シミュレーションを実施する。そして、需給制御シミュレーション部１２は、需給制御シミュレーション結果に基づいて、調整力を調達する区分についての調達コストと周波数変動を予測する。
次に、ステップＳ３では、区分選択部１３は、コストデータベースＤＢ５および周波数変動データベースＤＢ６を参照し、各区分について需給制御シミュレーション部１２にて予測された調達コストと周波数変動に基づいて、調整力を調達する区分を選択する。
需給調整市場において一般送配電事業者は、区分選択部１３で選択された区分に基づいて調整力を１週間分まとめて調達することができる。これにより、再エネの出力変動が時間帯および出力帯（天候）によって異なる場合においても、周波数変動を管理目標値以内に維持しつつ調達コストを可能な限り低減できるだけの調整力を確保することができる。
図４は、図２の調整力調達区分決定部で決定される時間帯区分の一例を示す図である。
図４において、時間帯区分は、例えば、調整力を調達する時間帯を１時間毎、３時間毎および６時間毎、・・に設定することができる。例えば、調整力を調達する時間帯が１時間毎の場合、０：００～１：００、１：００～２：００、・・・、２３：００～２４：００の時間帯毎に必要な調整力を算出する。
時間帯区分を決定する際には、手動で決定してもよいし、ランダムに決定してもよいし、線形に決定してもよいし、過去の実績値を用いることにより周波数を管理目標値以内に保持しつつコストを低減できる区分から優先的に決定してもよい。なお、ここで言う線形は、１時間毎、２時間毎および３時間毎、・・というように、区分される時間帯が比例関係にあることである。
図５は、図２の調整力調達区分決定部で決定される出力帯区分の一例を示す図である。
図５において、出力帯区分は、例えば、調整力を調達する出力帯を１０％毎、３０％毎および５０％毎、・・に設定することができる。例えば、調整力を調達する出力帯が１０％毎の場合、０％～１０％、１０％～２０％、・・・、９０％～１００％の出力帯毎に必要な調整力を算出する。このとき、出力帯区分が１０％毎の場合、出力変動を小さくすることができ、必要な調整力を少なくすることができる。出力帯区分が５０％毎の場合、出力変動が大きくなり、必要な調整力が多くなる。
出力帯区分を決定する際には、手動で決定してもよいし、ランダムに決定してもよいし、線形に決定してもよいし、過去の実績値を用いることにより周波数を管理目標値以内に保持しつつコストを低減できる区分から優先的に決定してもよい。
図６は、図５の出力帯区分に用いられる出力と理論的最大出力との関係の一例を示す図である。
図６において、太陽光発電の場合の１日分の理論的最大出力をＢ、出力をＡとすると、図５の出力帯はＡ／Ｂで与えることができる。出力Ａは、太陽光発電の過去の出力の統計値を用いることができる。
図７は、図２の調整力調達区分決定部で決定される一定信頼区間値区分の一例を示す図である。
図７において、一定信頼区間値区分は、例えば、調整力を調達する一定信頼区間値をσ、２σおよび３σ、・・に設定することができる。例えば、調整力を調達する一定信頼区間値がσの場合、ある時間帯、出力帯において、需要予測誤差や時間内変動等のσ値を調整力の必要量とする。
一定信頼区間値区分を決定する際には、手動で決定してもよいし、ランダムに決定してもよいし、線形に決定してもよいし、過去の実績値を用いることにより周波数を管理目標値以内に保持しつつコストを低減できる区分から優先的に決定してもよい。
図８は、図２の調整力調達区分決定部で決定される調整力の切り分け区分の一例を示す図である。
図８において、調整力区分は、例えば、調達する調整力を一次調整力、二次調整力（１）、二次調整力（２）、三次調整力（１）および三次調整力（２）に設定することができる。なお、一般的には、調整力区分毎に必要量が１対１となるよう設定されるが、複合的に必要量が設定される切り分け方（一次調整力＋二次調整力（１）、一次調整力＋二次調整力（１）＋二次調整力（２））を用意してもよい。
そして、調整力区分の切り分けとして、各調整力でどのくらいの量を調達すればよいかの必要量をパターンごとに算出する。例えば、パターンＡの場合、切り分けされた各調整力の必要量ＰＡ１～ＰＡ７（ＭＷ）を算出し、パターンＢの場合、切り分けされた各調整力の必要量ＰＢ１～ＰＢ７（ＭＷ）を算出する。
調整力切り分け区分を決定する際には、手動で決定してもよいし、ランダムに決定してもよいし、線形に決定してもよいし、過去の実績値を用いることにより周波数を管理目標値以内に保持しつつコストを低減できる区分から優先的に決定してもよい。
図９は、図２の調整力調達区分決定部で抽出される区分の例を示す図である。
図９において、時間帯区分、出力帯区分、一定信頼区間値区分および調整力切り分け区分毎に決定した区分を示す。図９では、図４の時間帯区分、図５の出力帯区分、図７の一定信頼区間値区分および図８の調整力切り分け区分のパターンを組み合わせて決定した区分の例を示した。この決定した区分のそれぞれにおいて、図１の電力系統２０のモデルを用いて需給制御シミュレーションを実施することにより、それぞれの区分についての調達コストＴ１～Ｔ７、・・および周波数変動Ｆ１～Ｆ７、・・を予測する。
以上説明したように、上述した第１実施形態によれば、ほぼ無限に存在する時間帯区分、出力帯区分、一定信頼区間値区分および調整力切り分け区分の中から、周波数を管理目標値以内に保持しつつコストを低減できる区分において調整力を調達することが可能となる。
図１０は、第２実施形態に係る調整力調達装置の機能的な構成を示すブロック図である。
図１０において、電力系統２０の調整力調達装置１０Ｂは、図２の電力系統２０の調整力調達装置１０Ａの構成に加え、調整力必要量評価部１４、周波数変動実績データベースＤＢ７および調整力必要量評価結果データベースＤＢ８をさらに備える。また、電力系統２０の調整力調達装置１０Ｂは、図２の電力系統２０の調整力調達装置１０Ａの調整力調達区分決定部１１Ａの代わりに調整力調達区分決定部１１Ｂを備える。
調整力必要量評価部１４は、区分選択部１３にて選択された区分に基づいて調達された調整力の運用時の周波数変動の実績値と、調整力を調達する区分について需給制御シミュレーション部１２にて予測された周波数変動の予測値に基づいて、調整力の必要量を評価する。
調整力調達区分決定部１１Ｂは、再エネ出力データおよび調整力必要量評価部１４にて評価された調整力必要量評価結果に基づいて、調整力を調達する区分を決定する。
周波数変動実績データベースＤＢ７は、区分選択部１３にて選択された区分に基づいて調達された調整力の運用時の周波数変動の実績値を格納する。調整力必要量評価結果データベースＤＢ８は、調整力必要量評価部１４にて評価された調整力必要量評価結果を格納する。
図１１は、図１０の調整力調達装置の処理を示すフローチャートである。
図１１において、ステップＳ１１では、調整力調達区分決定部１１Ｂは、再エネ理論最大値データベースＤＢ１、再エネ出力データベースＤＢ２および調整力必要量評価結果データベースＤＢ８を参照し、調整力を調達する区分を決定する。
次に、ステップＳ１２では、需給制御シミュレーション部１２は、再エネ出力データベースＤＢ２、需要データベースＤＢ３および発電機データデータベースＤＢ４を参照し、調整力を調達する区分、再エネ出力データ、需要データおよび発電機データを用いた需給制御シミュレーションを実施する。そして、需給制御シミュレーション部１２は、需給制御シミュレーション結果に基づいて、調整力を調達する区分についての調達コストと周波数変動を予測する。
次に、ステップＳ１３では、区分選択部１３は、コストデータベースＤＢ５および周波数変動データベースＤＢ６を参照し、需給制御シミュレーション部１２にて予測された区分についての調達コストと周波数変動に基づいて、調整力を調達する区分を選択する。
次に、ステップＳ１４では、調整力必要量評価部１４は、周波数変動実績データベースＤＢ７を参照し、周波数変動のシミュレーション結果と実績値を評価して、次の計画に反映させる。例えば、調整力必要量評価部１４は、今回の調整力の運用時の周波数が管理目標値以内となっているかを判定し、周波数が管理目標値以内でない場合は、次回以降の調整力の運用に用いられる区分の決定時に、例えば、一定信頼区間値を増加させる処理等を調整力調達区分決定部１１Ｂに対して実施する。
このとき、調整力調達区分決定部１１Ｂは、次回以降の調整力を調達する区分を決定する際に、一定信頼区間値を増加させる。例えば、調整力調達区分決定部１１Ｂは、図９のそれぞれの区分のσを２σに変更し、２σを３σに変更する。そして、需給制御シミュレーション部１２は、この変更されたそれぞれの区分についての調達コストおよび周波数変動を予測し、区分選択部１３は、予測された調達コストと周波数変動に基づいて、変更された区分の中から調整力を調達する区分を選択する。
以上説明したように、上述した第２実施形態によれば、事後評価によるフィードバック結果も反映させた上で、ほぼ無限に存在する時間帯区分、出力帯区分、一定信頼区間値区分および調整力切り分け区分の中から、周波数を管理目標値以内に保持しつつコストを低減できる区分において調整力を調達することが可能となる。
なお、本発明は上記した実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施形態は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。また、上記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部又は全部を、例えば集積回路で設計する等によりハードウェアで実現してもよい。
ＤＢ１ 再エネ理論最大値データベース、ＤＢ２ 再エネ出力データベース、ＤＢ３ 需要データベース、ＤＢ４ 発電機データデータベース、ＤＢ５ コストデータデータベース、ＤＢ６ 周波数変動データデータベース、ＤＢ７ 周波数変動実績データデータベース、ＤＢ８ 調整力必要量評価結果データデータベース、２０ 電力系統、１０Ａ、１０Ｂ 調整力調達装置、１１Ａ、１１Ｂ 調整力調達区分決定部、１２ 需給制御シミュレーション部、１３ 区分選択部、１４ 調整力必要量評価部、２１ 表示部、２２ 入力部、２３ 通信部、２４ プロセッサ、２５ メモリ、２６ 記憶装置、２７ バス、３００ 通信ネットワーク

Claims (9)

  1. 再エネ出力データに基づいて、調整力を調達する時間帯区分、出力帯区分、一定信頼区間値区分および調整力切り分け区分のうちの少なくとも１つを含む調整力を調達する区分を、選択候補として複数個、決定する調整力調達区分決定部と、
    複数個の前記選択候補のそれぞれについて、前記調整力を調達する区分、前記再エネ出力データ、需要データおよび発電機データを用いた需給制御シミュレーションに基づいて、調達コストと周波数変動を予測する需給制御シミュレーション部と、
    前記複数個の選択候補について予測された調達コストと周波数変動に基づいて、前記複数個の選択候補のうちいずれかを選択する区分選択部とを備える調整力調達装置。
  2. 前記区分選択部は、前記周波数変動が管理目標値以内にある選択候補のうち、前記調達コストが最も安い選択候補を選択する請求項１に記載の調整力調達装置。
  3. 前記調整力調達区分決定部は、前記複数個の選択候補について、前記調整力を調達する時間帯区分の設定内容を、手動で決定するか、ランダムに決定するか、前記複数個の選択候補の設定内容が比例関係となるように線形に決定するかまたは過去の実績値を用いて決定する請求項１に記載の電力系統の調整力調達装置。
  4. 前記調整力調達区分決定部は、前記複数個の選択候補について、前記調整力を調達する出力帯区分の設定内容を、手動で決定するか、ランダムに決定するか、前記複数個の選択候補の設定内容が比例関係となるように線形に決定するかまたは過去の実績値を用いて決定する請求項１に記載の電力系統の調整力調達装置。
  5. 前記調整力調達区分決定部は、前記複数個の選択候補について、前記調整力を調達する一定信頼区間値区分の設定内容を、手動で決定するか、ランダムに決定するか、前記複数個の選択候補の設定内容が比例関係となるように線形に決定するかまたは過去の実績値を用いて決定する請求項１に記載の電力系統の調整力調達装置。
  6. 前記調整力調達区分決定部は、前記複数個の選択候補について、前記調整力を調達する調整力切り分け区分の設定内容を、手動で決定するか、ランダムに決定するか、前記複数個の選択候補の設定内容が比例関係となるように線形に決定するかまたは過去の実績値を用いて決定する請求項１に記載の電力系統の調整力調達装置。
  7. 前記区分選択部にて選択された区分に基づいて調達された調整力の運用時の周波数変動の実績値と、前記区分について前記需給制御シミュレーション部にて予測された周波数変動の予測値に基づいて、前記調整力の必要量を評価する調整力必要量評価部をさらに備え、
    前記調整力調達区分決定部は、前記再エネ出力データおよび前記調整力の必要量の評価結果に基づいて、前記調整力を調達する区分を決定する請求項１に記載の電力系統の調整力調達装置。
  8. プロセッサにより実行される調整力調達方法であって、
    前記プロセッサは、
    再エネ出力データに基づいて、調整力を調達する時間帯区分、出力帯区分、一定信頼区間値区分および調整力切り分け区分のうちの少なくとも１つを含む調整力を調達する区分を、選択候補として複数個、決定し、
    複数個の前記選択候補のそれぞれについて、前記調整力を調達する区分、前記再エネ出力データ、需要データおよび発電機データを用いた需給制御シミュレーションに基づいて、調達コストと周波数変動を予測し、
    前記複数個の選択候補について予測した調達コストと周波数変動に基づいて、前記複数個の選択候補のうちいずれかを選択する電力系統の調整力調達方法。
  9. 前記プロセッサは、前記周波数変動が管理目標値以内にある選択候補のうち、前記調達コストが最も安い選択候補を選択する請求項８に記載の調整力調達方法。
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