JP7262628B2 - 新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システムおよびそれを利用した仮想発電所の運営方法 - Google Patents

新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システムおよびそれを利用した仮想発電所の運営方法 Download PDF

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Description

本発明は、新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システムおよびそれを利用した仮想発電所の運営方法に関するものである。
最近では、化石燃料の枯渇やエネルギー問題を背景に、新再生可能エネルギー源の比重が着実に増大しつつある。また、地球規模の気候危機への対応および産業競争力の確保に向けた新再生可能エネルギー源の比重が世界的に拡大傾向にある。さらに、従来の中央給電中心の電力供給方式を補完するために、分散型電源（Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄ Ｅｎｅｒｇｙ Ｒｅｓｏｕｒｃｅ；ＤＥＲ）が電力系統に積極的に導入されている。
分散型電源は、負荷の近くに中小規模で設置することができる上、短期間で設置することや短い時間内に起動することが可能であるという利点を有している。さらに、電力網内に点在している様々なタイプの分散型電源を、進歩した情報通信技術および自動制御技術を用いて、単一の発電システムとして運営するための統合管理システム、すなわち仮想発電所（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ，ＶＰＰ）が開発されつつある。
しかし、新再生可能エネルギー源を利用して発電する分散型電源の場合には、気候や天候などにより出力が急変して出力制御が難しく、瞬時に発生する出力変動性により電力需給の不均衡をもたらしかねない。
例えば、分散型電源の出力が急増して分散型電源の発電量が入札発電量を超える場合、電力系統や仮想発電所の周波数が高くなり、電力供給の過剰で需給の不均衡が生じかねない。また、分散型電源の出力が急減して分散型電源の発電量が入札発電量よりも低くなる場合、電力系統の系統周波数が低くなり、電力供給の不足で需給の不均衡が生じるという問題があった。
そこで、電力系統および仮想発電所を安定的に運営することができる方策が求められる。
一方、最近では、ＥＳＳ（Ｅｎｅｒｇｙ ｓｔｏｒａｇｅ ｓｙｓｔｅｍ）や揚水発電所を通じて新再生可能エネルギーを貯蔵し、足りない電力量を補う方法が研究されつつある。
しかし、ＥＳＳは価格が高くて経済性が低い。また、ＥＳＳは容量限界で大容量の電力を貯蔵することが不可能であり、これによって電力系統の足りない電力量を補うには限界があった。さらに、ＥＳＳは火災や爆発の危険があることから安定性が低いという問題も有している。
なお、揚水発電所は大容量の電力を貯蔵することは可能であるものの、設置や運営にかかるコストが高くて経済性が低く、稼働時間も２時間以内と短いという欠点があった。また、揚水発電所は設置場所に制約が多く、建設期間が長いという問題のほか、周辺の環境を破壊するという問題も抱えている。
この背景技術の部分に記載された事項は、発明の背景に関する理解を深めるために作成されたものであって、この技術が属する分野における通常の知識を有する者に既に知られている従来技術ではない事項を含むことがある。
本発明は、仮想発電所に仮想発電所出力調整装置を連携させ、分散型電源の出力変動によって発生される仮想発電所の出力変動および誤差を仮想発電所出力調整装置で調整することで、仮想発電所の出力を安定化させることができる仮想発電所システムおよび仮想発電所の運営方法を提案しようとするものである。
本発明の一実施例に係る新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システムは、仮想発電所に連携された複数の分散型電源と、前記仮想発電所に連携され、新再生可能エネルギー源を利用して電力を生産する新再生熱併合発電所を含む仮想発電所出力調整装置と、前記複数の分散型電源の発電量を予測して入札を進め、前記複数の分散型電源の発電量を基に前記仮想発電所の出力変動および誤差を分析し、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を調節して、前記仮想発電所の出力変動を安定化させる仮想発電所管理装置と、を含む。
前記仮想発電所管理装置は、前記複数の分散型電源の予想発電量を合算して仮想発電所で発電するＶＰＰ予想発電量を導出し、導出された前記ＶＰＰ予想発電量を基にＶＰＰ入札発電量を決定することができる。
前記仮想発電所管理装置は、前記複数の分散型電源から生産される発電量をリアルタイムでモニタリングして、仮想発電所で発電されるＶＰＰ発電量を導出し、前記ＶＰＰ発電量と前記ＶＰＰ入札発電量とを比較して、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を予測することができる。
前記仮想発電所管理装置は、前記ＶＰＰ発電量から前記仮想発電所の負荷で消費する電力使用量を差し引いてＶＰＰ予想出力量を計算し、前記ＶＰＰ予想出力量と前記ＶＰＰ入札発電量とを比較して、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を制御することができる。
前記仮想発電所管理装置は、前記ＶＰＰ予想出力量が前記ＶＰＰ入札発電量よりも小さい場合、前記ＶＰＰ予想出力量と前記ＶＰＰ入札発電量との差の分だけ前記仮想発電所出力調整装置の発電量を増加させることができる。
前記仮想発電所管理装置は、電力系統の系統周波数をリアルタイムで検出し、検出された前記系統周波数を用いて前記仮想発電所出力調整装置の発電量を制御することができる。
前記仮想発電所管理装置は、前記仮想発電所の区域周波数をリアルタイムで検出し、検出された前記区域周波数を用いて前記仮想発電所出力調整装置の発電量を制御することができる。
前記仮想発電所管理装置は、個別分散型電源の発電量をリアルタイムで分析し、前記個別分散型電源の実発電量を基に、前記仮想発電所出力調整装置の発電量をリアルタイムで調節することができる。
前記仮想発電所管理装置は、個別分散型電源が入札期間中に発電できる発電量を予測して、前記個別分散型電源の個別入札発電量を決定し、前記入札期間中に前記個別分散型電源による出力値が前記個別入札発電量を維持させるよう、前記個別分散型電源の発電量を基に、前記仮想発電所出力調整装置の発電量をリアルタイムで調節することができる。
前記仮想発電所管理装置は、前記入札期間中に前記個別分散型電源の実発電量が前記個別入札発電量よりも小さい場合、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を増加させることができる。
前記仮想発電所管理装置は、入札期間を複数の区間に分割し、各区間ごとに個別分散型電源の実発電量の区間平均値を導出し、前記複数の区間ごとに各区間の区間平均値を前記個別入札発電量と比較して、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を制御することができる。
前記新再生熱併合発電所は、ウッドチップ、燃料電池、または副生ガスのうち少なくとも一つを用いて電力を生産することができる。
前記仮想発電所管理装置は、前記仮想発電所内に配置された負荷の電力需要量を予測し、前記電力需要量を基に、前記仮想発電所の出力変動および誤差を分析することができる。
前記仮想発電所管理装置は、仮想発電所に連携された変動性電源の出力変動に対応するために、分散型電源が追加的に発電できる応動量または前記変動性電源の出力変動に対応するために、前記分散型電源が追加的に発電できる応動速度を分析し、前記変動性電源の出力が減少して、仮想発電所内の電力供給が仮想発電所内に配置された負荷の電力需要量よりも小さいか、或いは前記分散型電源の応動量または応動速度が前記仮想発電所内に配置された負荷の電力需要量を満たしていない場合、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を調整することができる。
本発明の一実施例に係る新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法は、仮想発電所に連携された分散型電源の発電量を予測するステップと、前記分散型電源の発電量を基に、前記仮想発電所の出力変動および誤差を分析するステップと、前記仮想発電所に連携された仮想発電所出力調整装置の発電量を調節して、前記仮想発電所の出力変動および誤差を調整するステップと、を含む。
前記仮想発電所出力調整装置は、前記仮想発電所に連携され、新再生可能エネルギー源を利用して電力を生産する新再生熱併合発電所を含むことができる。
前記新再生熱併合発電所は、ウッドチップまたは副生ガスのうち少なくとも一つを用いて電力を生産することができる。
複数の分散型電源から生産される発電量をモニタリングして、仮想発電所で発電されるＶＰＰ発電量を導出するステップと、前記ＶＰＰ発電量から前記仮想発電所の負荷で消費する電力使用量を差し引いて、ＶＰＰ予想出力量を計算するステップと、前記ＶＰＰ予想出力量と前記ＶＰＰ入札発電量とを比較して、前記新再生熱併合発電所の発電量を制御するステップと、をさらに含むことができる。
前記仮想発電所の出力変動および誤差を調整するステップは、電力系統の系統周波数をリアルタイムで検出するステップと、前記系統周波数を基に、前記仮想発電所出力調整装置の発電量をリアルタイムで調節するステップと、を含むことができる。
前記仮想発電所の出力変動および誤差を調整するステップは、前記仮想発電所の区域周波数をリアルタイムで検出するステップと、前記区域周波数を基に、前記仮想発電所出力調整装置の発電量をリアルタイムで調節するステップと、を含むことができる。
前記仮想発電所の出力変動および誤差を調整するステップは、個別分散型電源の発電量をリアルタイムで分析するステップと、前記個別分散型電源の発電量を基に、前記仮想発電所出力調整装置の発電量をリアルタイムで調節するステップと、を含むことができる。
前記仮想発電所の出力変動および誤差を調整するステップは、入札期間中に発電できる分散型電源の予想発電量を予測するステップと、前記入札期間中に前記個別分散型電源の予想発電量と前記個別入札発電量とを比較して、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を調整するステップと、を含むことができる。
前記発電量を調整するステップは、前記入札期間中に前記分散型電源の予想発電量が、前記個別入札発電量の以下である場合、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を増加させることができる。
前記発電量を調整するステップは、前記入札期間を複数の区間に分割するステップと、前記複数の区間ごとに個別分散型電源の実発電量の区間平均値を導出するステップと、を含むことができる。
前記発電量を調整するステップは、前記複数の区間ごとに各区間の区間平均値を前記個別入札発電量と比較して、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を制御するステップをさらに含むことができる。
前記仮想発電所の出力変動および誤差を調整するステップは、前記仮想発電所のＶＰＰ入札発電量、個別分散型電源の発電量、電力系統の系統情報、または仮想発電所の外部から受信された制御信号のうち少なくとも一つを基に、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を調節することができる。
仮想発電所に連携された変動性電源の出力変動に対応するために、分散型電源が追加的に発電できる応動量または前記変動性電源の出力変動に対応するために、前記分散型電源が追加的に発電できる応動速度を分析するステップと、前記分散型電源の応動量または応動速度が前記仮想発電所内に配置された負荷の電力需要量を満たしていない場合、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を調整するステップと、をさらに含むことができる。
本発明の一実施例に係る新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法は、分散型電源から生産される発電量をモニタリングするステップと、前記分散型電源の発電量と前記分散型電源の個別入札発電量とを比較するステップと、前記発電量が前記個別入札発電量よりも小さい場合、前記新再生熱併合発電所の発電量を増加させるステップと、を含む。
本発明によると、仮想発電所に仮想発電所出力調整装置を連携させ、仮想発電所出力調整装置を通じて分散型電源の出力変動による仮想発電所の出力変動および誤差を調整することにより、仮想発電所の出力を安定化させることができる環境を提供する。
また、本発明は、仮想発電所出力調整装置が分散型電源の出力変動によって過剰に生産される余剰電力を利用して熱エネルギーを生産することにより、新再生可能エネルギー源のように出力制御が難しい分散型電源の出力変動による仮想発電所の出力変動を最小限に抑え、仮想発電所の出力を安定的に維持させることができる。
また、本発明は、仮想発電所出力調整装置で生産された熱エネルギーを大容量で貯蔵して熱負荷に提供することにより、仮想発電所の出力を安定化させるだけでなく、エネルギー源の浪費を防ぐことができる環境を提供する。
また、本発明は、仮想発電所に新再生熱併合発電所を分散型電源で連携させ、分散型電源の出力変動に対応して前記新再生熱併合発電所の発電量を調整し、前記新再生熱併合発電所で発電された電力で仮想発電所の足りない出力を補うことにより、新再生可能エネルギー源のように出力制御が難しい分散型電源によって発生する仮想発電所の出力不足およびこれによる仮想発電所の出力変動を最小限に抑えて、仮想発電所の出力を安定的に維持させることができる環境を提供する。
また、本発明は、各個別分散型電源の予想発電量を分析し、分散型電源の予想発電量を合算してＶＰＰ予想発電量を導出し、前記ＶＰＰ予想発電量を基にＶＰＰ入札発電量を導出することにより、最適な入札発電量を効果的に決定することができる環境を提供する。
また、本発明は、複数の分散型電源から生産される発電量をモニタリングして、仮想発電所内でリアルタイムで発電されるＶＰＰ発電量を導出し、前記ＶＰＰ発電量とＶＰＰ入札発電量とを比較して、熱変換装置の電力消費量または新再生熱併合発電所の発電量を調整することにより、仮想発電所の出力を安定的に維持させることができる環境を提供する。
また、本発明は、電力系統の系統周波数または仮想発電所の区域周波数をリアルタイムで検出し、検出された周波数を基に、熱変換装置の電力消費量または新再生熱併合発電所の発電量を制御することにより、変動性電源である分散型電源の出力変動による電力系統の系統周波数の急変および仮想発電所の区域周波数の急変を防ぐことができる環境を提供する。
また、本発明は、個別分散型電源の発電量をリアルタイムでモニタリングし、前記個別分散型電源の発電量と個別分散型電源の個別入札発電量とを比較して、熱変換装置の電力消費量または新再生熱併合発電所の発電量を制御することにより、個別分散型電源の出力を一定して維持させ、これにより、個別分散型電源の出力が平坦化されて、仮想発電所に提供されるのと同じ効果を与える。
また、本発明は、入札期間中に個別分散型電源の発電量を予測して、前記個別分散型電源の個別入札発電量を決定し、前記個別入札発電量と前記個別分散型電源の発電量とをリアルタイムで比較し、これを基に熱変換装置の電力消費量を制御したり、新再生熱併合発電所の発電量をリアルタイムで制御することにより、入札期間中に個別分散型電源の出力量を前記個別入札発電量に合わせることができる環境を提供する。
また、本発明は、電力取引所とのＶＰＰ入札発電量、個別分散型電源の発電量、電力系統の系統情報、または電力取引所から受信された制御信号のうち少なくとも一つを基に、仮想発電所出力調整装置の動作を制御することにより、仮想発電所の出力を安定的に維持させ、これにより、電力系統を安定的に維持させることができる環境を提供する。
本発明の一実施例に係る仮想発電所出力調整装置を活用した仮想発電所システムを簡略に示す図である。 本発明の一実施例に係る仮想発電所管理装置の概略的な構成を示すブロック図である。 本発明の一実施例に係る仮想発電所出力調整システムの概略的な構成を示すブロック図である。 本発明の一実施例に従って、仮想発電所に連携された分散型電源の発電量を予測して入札を進め、仮想発電所出力調整装置を制御して、仮想発電所の出力を安定化させる過程を簡略に示すフロー図である。 電力系統において一般的な１日の電力需要曲線を示すグラフである。 変動性電源の出力増加による純負荷量の変化を示すグラフである。 本発明の一実施例に従って、個別分散型電源の予想発電量を基にＶＰＰ予想発電量を導出し、導出されたＶＰＰ予想発電量を利用してＶＰＰ入札発電量を決定する過程を簡略に示すフロー図である。 本発明の一実施例に係る個別分散型電源の予想発電量および平均発電量を示すグラフである。 本発明の一実施例に従って、仮想発電所のＶＰＰ予想発電量とＶＰＰ入札発電量とを示すグラフである。 本発明の一実施例に従って、ＶＰＰ予想出力量とＶＰＰ入札発電量とを比較して、仮想発電所出力調整装置を制御する過程を簡略に示すフロー図である。 本発明の一実施例に従って、ＶＰＰ予想出力量とＶＰＰ入札発電量とを比較して、仮想発電所出力調整装置を制御する例を示すグラフである。 本発明の一実施例に従って、電力系統の系統周波数または仮想発電所の区域周波数をモニタリングして、仮想発電所出力調整装置を制御する過程を簡略に示すフロー図である。 本発明の一実施例に従って、個別分散型電源の発電量を予測して入札を進め、個別分散型電源の実発電量をモニタリングして、仮想発電所出力調整装置を制御する過程を簡略に示すフロー図である。 本発明の一実施例に従って、入札期間を複数の区間に分けて個別分散型電源の発電量をモニタリングし、それぞれの区間ごとに個別分散型電源の実発電量をモニタリングして、仮想発電所出力調整装置を制御する例を示すグラフである。
以下、本発明の好ましい実施例を、添付した図面に基づいて詳細に説明すると次の通りである。
これに先立ち、本明細書に記載された実施例と図面に示された構成は本発明の最も好ましい一実施例に過ぎず、本発明の技術的思想を全て代弁するものではないので、本出願時点においてこれらに代替することができる様々な均等物と変形例とがあり得ることを理解すべきである。
以下では、添付した図面を参考にしながら、本発明の実施例について、本発明の属する技術分野における通常の知識を有する者が容易に実施できるよう詳細に説明する。しかし、本発明は、種々の異なる形態で具現することができ、ここで説明する実施例に限定されない。なお、図面で本発明を明確に説明するために、説明とは関係のない部分は省略し、明細書全体において、類似した部分については類似した図面の符号を付した。
図面で示された各構成の大きさおよび厚さは、説明の便宜上、任意に示したものであるため、本発明が必ずしも図面に示されたものに限定されるものではなく、複数の部分および領域を明確に表現するために厚さを拡大して示した。
明細書全体において、ある部分がある構成要素を「含む」とするとき、これは特に反対の記載がない限り、他の構成要素を排除するのではなく、他の構成要素をさらに含むことができるということを意味する。また、明細書に記載された「…部」、「…機」、「モジュール」などの用語は、少なくとも一つの機能や動作を処理する単位を意味し、これはハードウェアかソフトウェア、またはハードウェアとソフトウェアとの結合で具現することができる。
別途定義されていない限り、技術的または科学的な用語を含めてここで用いられる全ての用語は、実施例が属する技術分野における通常の知識を有する者によって一般的に理解されるものと同一の意味を有している。一般的に使用される辞書に定義されているものと同じ用語は、関連技術の文脈上の意味と一致する意味を有するものと解釈されるべきであり、本出願において明白に定義しない限り、理想的または過度に形式的な意味として解釈されてはならない。
また、実施例を説明するにあたり、関連する公知技術に対する具体的な説明が実施例の要旨を不要に曖昧にすると判断される場合、その詳細な説明を省略する。
それでは、図１～図１４を参考にしながら、本発明の一実施例に係る仮想発電所出力調整装置を活用した仮想発電所システムおよび仮想発電所の運営方法について詳細に説明する。
図１は、本発明の一実施例に係る仮想発電所出力調整装置を活用した仮想発電所システムを簡略に示す図である。このとき、電力系統１０および仮想発電所システムは、本発明の実施例に係る説明を行うために必要な概略的な構成のみを示すだけであって、このような構成に限るものではない。
図１を参照すると、本発明の一実施例に係る仮想発電所（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ，以下ＶＰＰ）システムは、電力系統１０の電力取引所（Ｋｏｒｅａ Ｐｏｗｅｒ Ｅｘｃｈａｎｇｅ，ＫＰＸ）２０と連携される。
なお、前記仮想発電所システムは、仮想発電所（ＶＰＰ）１００に連携された様々な種類の分散型電源（Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄ Ｅｎｅｒｇｙ Ｒｅｓｏｕｒｃｅ，ＤＥＲ）１１０を含み、分散型電源１１０から生産された電力を電力系統１０に供給することができる。
なお、前記電力取引所２０は、電力系統１０の複数の発電所（１２－１～１２－ｎ）で生産した電力を送電用変電所１４および配電用変電所１６を介して電力使用者に供給するよう電力市場を運営する。
なお、前記分散型電源１１０は、風力発電機、太陽光発電機、地熱発電機、燃料電池、バイオエネルギー、海洋エネルギー、または出力調整ができない変動性電源のうち少なくとも一つを含むことができる。
また、前記仮想発電所システムは、電力取引所２０と入札を進め、複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）から生産された電力の一部を電力系統１０に供給することができる。
なお、仮想発電所システムは、仮想発電所管理装置２００を通じて電力取引所２０と入札を進めることができる。前記仮想発電所管理装置２００は、仮想発電所１００から電力系統１０に供給するＶＰＰ入札発電量を決定することができる。ここで、前記ＶＰＰ入札発電量は入札期間中に仮想発電所１００から電力系統１０に供給する電力供給量または電力出力量を含む。
なお、仮想発電所システムは、前記ＶＰＰ入札発電量に応じて前記仮想発電所１００に連携された複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）から生産された電力の一部を電力系統１０に供給することができる。
例えば、前記仮想発電所管理装置２００は、複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の発電量を予測して入札を執行することができる。なお、前記仮想発電所管理装置２００は、複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の前記予想発電量から前記仮想発電所１００内の負荷１２０で消費される電力消費量を差し引いて前記ＶＰＰ入札発電量を決定することができる。
また、前記仮想発電所管理装置２００は、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の出力変動による仮想発電所１００の出力変動および誤差を分析することができる。なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記仮想発電所１００内に配置された負荷の電力需要量を予測し、前記電力需要量を基に、前記仮想発電所１００の出力変動および誤差を分析することもできる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記仮想発電所１００の出力変動および誤差の分析結果を基に、仮想発電所出力調整システム３００の動作を制御して、前記仮想発電所１００の出力変動を安定化させることができる。
前記仮想発電所出力調整システム３００は、前記仮想発電所１００内に配置されてよい。なお、前記仮想発電所出力調整システム３００は、仮想発電所出力調整装置３１０を通じて、仮想発電所１００に連携された複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）から生産された電力を消費して熱に変換することができる。また、前記仮想発電所出力調整システム３００は、仮想発電所出力調整装置３１０を通じて電力を生産して、仮想発電所１００に供給することもできる。
例えば、前記仮想発電所出力調整装置３１０は、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）から生産された電力の一部を供給されて熱エネルギーに変換する熱変換装置および、新再生可能エネルギー源を利用して電力を生産する新再生熱併合発電所などを含むことができる。
こうした仮想発電所出力調整装置３１０の熱変換装置および新再生熱併合発電所は、従来のＥＳＳ（Ｅｎｅｒｇｙ ｓｔｏｒａｇｅ ｓｙｓｔｅｍ）や揚水発電所とは異なり、コストが安く速応性が高いという利点を有している。また、前記仮想発電所出力調整装置３１０は、分散型電源１１０や仮想発電所１００の周辺に設置することが容易であり、設置地域において制限が緩いという利点も有している。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、仮想発電所１００に連携された変動性電源の出力変動に対応するために、分散型電源が追加的に発電できる応動量情報を分析することができる。
ここで、応動量情報は、仮想発電所１００に連携された変動性電源（例えば、新再生可能エネルギー源）の出力変動に対応するために、仮想発電所１００に連携された分散型電源が追加的に発電できる応動量の値または前記変動性電源の出力変動に対応して、分散型電源が追加的に発電できる応動速度を含む。
なお、前記応動量は、仮想発電所１００に連携された変動性電源（例えば、新再生可能エネルギー源）の出力変動に対応するために、仮想発電所１００に連携された分散型電源が追加的に発電できる発電量を含む。なお、応動速度は、仮想発電所１００に連携された変動性電源の出力変動に対応して、仮想発電所１００に連携された分散型電源が追加的に発電できる発電速度を含む。このとき、このような応動量および応動速度は、分散型電源のランプレート（Ｒａｍｐ Ｒａｔｅ）特性情報を含むことができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記変動性電源の出力が減少して、仮想発電所１００内の電力供給が仮想発電所１００内に配置された負荷の電力需要量よりも小さいか、或いは前記分散型電源の応動量または応動速度が前記仮想発電所内に配置された負荷の電力需要量を満たしていない場合、前記仮想発電所出力調整装置３１０の電力消費量または発電量を調整することができる。
例えば、前記変動性電源の出力が減少して、仮想発電所１００内の電力供給が仮想発電所１００内に配置された負荷の電力需要量よりも小さいか、或いは前記分散型電源の応動量または応動速度が前記仮想発電所内に配置された負荷の電力需要量を満たしていない場合、本発明は、前記仮想発電所出力調整装置３１０の熱変換装置が電力消費量を減少させたり、前記仮想発電所出力調整装置３１０の新再生熱併合発電所が発電量を増加させるよう制御することができる。
また、前記仮想発電所管理装置２００は、仮想発電所１００に連携された変動性電源の出力変動に対応するために、前記仮想発電所出力調整装置３１０の新再生熱併合発電所が追加的に発電できる応動量情報を分析することができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記仮想発電所１００に連携された変動性電源の出力が減少して、前記仮想発電所１００内の電力供給が仮想発電所１００内に配置された負荷の電力需要量よりも小さい場合、前記仮想発電所出力調整装置３１０の新再生熱併合発電所の応動量情報を基に、前記熱変換装置の熱生産量を制御したり、新再生熱併合発電所の発電量を制御することもできる。
図２は、本発明の一実施例に係る仮想発電所管理装置の概略的な構成を示すブロック図である。このとき、仮想発電所管理装置２００は、本発明の実施例に係る説明を行うために必要な概略的な構成のみを示すだけであって、このような構成に限るものではない。
図２を参照すると、本発明の一実施例に係る仮想発電所管理装置２００は、仮想発電所１００に連携された複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の予想発電量を予測し、電力取引所２０と入札を進める。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の出力変動による仮想発電所１００の出力変動および誤差を分析することができる。なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記分析結果を基に、前記ＶＰＰ出力調整システム３００を制御して、仮想発電所１００の出力変動を安定化させることができる
本発明の一実施例に係る仮想発電所管理装置２００は、ＶＰＰ制御モジュール２１０、送受信モジュール２２０、入札モジュール２３０、モニタリングモジュール２４０、分析モジュール２５０、そしてＶＰＰ出力調整モジュール２６０を含む。
前記ＶＰＰ制御モジュール２１０は、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の出力変動および負荷１２０の需要変動による仮想発電所１００の出力変動および誤差を分析し、前記分析結果を基に、前記ＶＰＰ出力調整システム３００を制御して、仮想発電所の出力変動を安定化させるよう前記各部の動作を制御することができる。
前記送受信モジュール２２０は、仮想発電所情報を電力取引所２０に送信し、前記電力取引所２０から電力系統情報および電力系統分析情報を受信することができる。
例えば、前記仮想発電所情報は、複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の発電量情報、負荷１２０の電力消費量情報などを含む。なお、前記送受信モジュール２２０は、仮想発電所１００で検針された計量データを電力取引所２０に送信することができる。
なお、前記送受信モジュール２２０は、前記電力取引所２０から電力系統情報および電力系統分析情報を受信することができる。ここで、電力系統情報および電力系統分析情報は、電力系統１０に連携された発電機１２のランプレート（Ｒａｍｐ Ｒａｔｅ）特性情報、電力系統１０の系統周波数情報、電力系統１０の電力需給情報、電力系統１０の変動性電源による純負荷量情報、前記変動性電源による応動量情報、電力系統１０に連携された新再生出力変動情報、および電力系統１０の予備力量情報などを含む。
ここで、ランプレート特性情報は、１分当たりの発電機出力の変動であり、発電機の出力増加速度、発電機の出力減少速度、または発電機の速度調整率を含む。
なお、電力系統１０の系統周波数情報は、リアルタイムの系統周波数、系統周波数の予測値、周波数変化率、または周波数敏感度などを含む。周波数変化率や周波数敏感度は時間の変化に伴う系統周波数の変化率または変化の程度を含む。
なお、周波数変化率は正の値（＋）を持つか、或いは負の値（－）を持つことができる。例えば、周波数変化率が正の数である場合は、系統周波数が急増する場合を含むことができる。なお、周波数変化率が負の数である場合は、系統周波数が急減する場合を含むことができる。
また、電力系統１０の電力需給情報は、電力系統１０の電力需給の不均衡を含む。ここで、電力系統１０の電力需給の不均衡は、電力系統１０に連携された発電機の脱落、電力系統１０の電力需要の急変、または電力系統１０に連携された変動性電源出力変動の急変などによって、電力系統１０の電力供給と電力需要との間の偏差が、電力需給の設定値を超える場合を含む。
なお、前記純負荷量情報は、電力系統１０の総負荷量から電力系統１０に連携された変動性電源（例えば、新再生可能エネルギー源）の出力量を差し引いた値を含む。
また、応動量情報は、電力系統１０に連携された変動性電源（例えば、新再生可能エネルギー源）の出力変動に対応するために、電力系統に連係された発電機が追加的に発電できる応動量の値または前記変動性電源の出力変動に対応して発電機が追加的に発電できる応動速度を含むことができる。
前記入札モジュール２３０は、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の予想発電量を予測して電力取引所２０と入札を執行する。また、前記入札モジュール２３０は、それぞれの分散型電源の特性および発電容量を基に、それぞれの分散型電源の予想発電量を分析することができる。なお、前記入札モジュール２３０は、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の予想発電量を合算してＶＰＰ予想発電量を導出することができる。
なお、前記入札モジュール２３０は、前記ＶＰＰ予想発電量を基に電力取引所２０と入札を進め、ＶＰＰ入札発電量を決定することができる。ここで、前記ＶＰＰ予想発電量は、仮想発電所１００に連携された複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）が入札期間中に発電することが予想される発電量を含む。なお、前記ＶＰＰ入札発電量は入札期間中に仮想発電所１００から電力系統１０に供給する電力供給量または電力出力量を含む。
なお、前記入札モジュール２３０は、本発明の一実施例に係る分散型電源発電量予測部２３２、ＶＰＰ発電量計算部２３４、およびＶＰＰ入札発電量決定部２３６を含むことができる。
前記分散型電源発電量予測部２３２は、それぞれの分散型電源の特性および発電容量を基に、それぞれの分散型電源の予想発電量を分析する。なお、前記分散型電源発電量予測部２３２は、それぞれの分散型電源の予想発電量を基に、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）が、特定の時点または入札期間中に発電できる発電量を予測することができる。
前記ＶＰＰ発電量計算部２３４は、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の予想発電量を合算して前記仮想発電所１００で発電できるＶＰＰ予想発電量を導出することができる。
なお、前記ＶＰＰ入札発電量決定部２３６は、前記ＶＰＰ予想発電量を基にＶＰＰ入札発電量を決定する。また、前記ＶＰＰ入札発電量決定部２３６は、前記ＶＰＰ予想発電量から所定期間の間に仮想発電所１００の負荷１２０で消費することが予想される電力使用量を差し引いて前記ＶＰＰ入札発電量を決定することができる。
前記モニタリングモジュール２４０は、仮想発電所１００に連携された分散型電源１１０の発電量および仮想発電所１００内に配置された負荷１２０の電力使用量をリアルタイムでモニタリングすることができる。
例えば、前記モニタリングモジュール２４０は、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の実発電量をリアルタイムでモニタリングすることができる。なお、前記モニタリングモジュール２４０は、個別分散型電源１１０の発電量、発電量の変化量および変化率などをリアルタイムでモニタリングすることができる。
また、前記モニタリングモジュール２４０は、前記仮想発電所１００に連携された負荷１２０の電力使用量、電力使用量の変化量および変化率などをリアルタイムでモニタリングすることもできる。
なお、前記モニタリングモジュール２４０は、本発明の一実施例に係る分散型電源モニタリング部２４２、そしてＶＰＰモニタリング部２４４を含むことができる。
前記分散型電源モニタリング部２４２は、前記仮想発電所１００に連携された複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の実発電量をリアルタイムでモニタリングすることができる。なお、前記分散型電源モニタリング部２４２は、個別分散型電源１１０に対する発電量、発電量の変化量および変化率などをリアルタイムでモニタリングすることができる。
前記ＶＰＰモニタリング部２４４は、前記仮想発電所１００の発電量および電力使用量をリアルタイムでモニタリングすることができる。また、前記ＶＰＰモニタリング部２４４は、前記仮想発電所１００の複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）による総発電量と仮想発電所１００の負荷１２０による総使用量とをリアルタイムでモニタリングすることができる。
例えば、前記ＶＰＰモニタリング部２４４は、前記仮想発電所１００の余剰電力量をリアルタイムでモニタリングすることができる。ここで、前記余剰電力量は、仮想発電所１００の複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）による総発電量から仮想発電所１００の負荷１２０による総使用量を差し引いた値を含むことができる。
なお、前記分析モジュール２５０は、個別分散型電源１１０の出力変動を分析することができる。また、前記分析モジュール２５０は、仮想発電所１００の仮想発電所情報を基に、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の出力変動による仮想発電所１００の出力変動および誤差を分析することができる。
また、前記分析モジュール２５０は、前記送受信モジュール２２０から受信された電力系統情報を基に、電力系統１０の系統周波数、電力需給の不均衡、純負荷量情報、応動量情報、および新再生可能エネルギー源の出力情報の変化などを分析することができる。
なお、前記分析モジュール２５０は、本発明の一実施例に係る分散型電源分析部２５２、そしてＶＰＰ分析部２５４を含むことができる。
前記分散型電源分析部２５２は、前記モニタリングモジュール２４０でモニタリングされた複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の実発電量を基に、個別分散型電源１１０の出力変動および複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の出力変動を分析する。
なお、前記ＶＰＰ分析部２５４は、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の出力変動および負荷１２０の需要変動による仮想発電所１００の出力変動および誤差を分析することができる。
また、前記ＶＰＰ分析部２５４は、前記モニタリングモジュール２４０でモニタリングされた仮想発電所１００の余剰電力量を基に、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の出力変動による仮想発電所１００の出力変動および誤差を分析することができる。
なお、前記ＶＰＰ分析部２５４は、仮想発電所１００内に配置された負荷１２０の需要反応および電力需要量を予測し、前記電力需要量を基に、前記仮想発電所１００の出力変動および誤差を分析することもできる。
前記ＶＰＰ出力調整モジュール２６０は、前記分析モジュール２５０の分析結果を基に、仮想発電所出力調整システム３００の動作を制御することができる。具体的には、前記ＶＰＰ出力調整モジュール２６０は、仮想発電所出力調整装置３１０の電力消費量および発電量を制御することができる。これにより、前記ＶＰＰ出力調整モジュール２６０は、前記仮想発電所１００から電力系統１０に提供する出力量を調整し、前記仮想発電所１００の出力変動を安定化させることができる。
ここで、前記ＶＰＰ出力調整モジュール２６０は、前記ＶＰＰ入札発電量、仮想発電所１００の区域周波数、個別分散型電源１１０の発電量、個別分散型電源１１０の個別入札発電量、および電力系統情報（例えば、系統周波数、電力需給情報、予備力量、純負荷量、応動量、新再生出力変動等）、および仮想発電所の外部（例えば、電力取引所）から受信された制御信号のうち少なくとも一つを利用して、前記仮想発電所出力調整装置３１０の電力消費量および発電量を制御することができる。
もちろん、前記ＶＰＰ出力調整モジュール２６０は、前記ＶＰＰ入札発電量、仮想発電所１００の区域周波数、個別分散型電源１１０の発電量、個別分散型電源１１０の個別入札発電量、および電力系統情報（例えば、系統周波数、電力需給情報、予備力量、純負荷量、応動量、新再生出力変動等）、および仮想発電所の外部（例えば、電力取引所）から受信された制御信号などを複合的に考慮して、前記仮想発電所出力調整装置３１０の電力消費量および発電量を制御することもできる。
なお、前記ＶＰＰ出力調整モジュール２６０は、本発明の一実施例に係る電力消費量制御部２６２および発電量制御部２６４を含むことができる。
前記電力消費量制御部２６２は、前記ＶＰＰ入札発電量、仮想発電所１００の区域周波数、個別分散型電源１１０の発電量、個別分散型電源１１０の個別入札発電量、電力系統情報、および仮想発電所の外部から受信された制御信号などを基に、前記仮想発電所出力調整装置３１０の電力消費量または熱生産量を制御することができる。
なお、前記発電量制御部２６４は、前記ＶＰＰ入札発電量、仮想発電所１００の区域周波数、個別分散型電源１１０の発電量、個別分散型電源１１０の個別入札発電量、電力系統情報、および仮想発電所の外部から受信された制御信号を基に、仮想発電所出力調整装置３１０の発電量を制御することができる。
図３は、本発明の一実施例に係る仮想発電所出力調整システムの概略的な構成を示すブロック図である。このとき、仮想発電所出力調整システム３００は、本発明の実施例に係る説明を行うために必要な概略的な構成のみを示すだけであって、このような構成に限るものではない。
図３を参照すると、本発明の一実施例に係る仮想発電所出力調整システム３００は、仮想発電所出力調整装置３１０、熱貯蔵装置３４０、および熱供給装置３５０を含むことができる。
なお、前記仮想発電所出力調整装置３１０は、本発明の一実施例に従って熱変換装置３２０および新再生熱併合発電所３３０を含むことができる。
前記熱変換装置３２０は、前記複数の分散型電源から生産された電力を供給され、これを熱エネルギーに変換する。なお、前記熱変換装置３２０は、変換された前記熱エネルギーを熱貯蔵装置３４０または熱供給装置３５０に供給することができる。
ここで、前記熱変換装置３２０は、ボイラーまたは電熱器などを含むことができる。なお、前記熱貯蔵装置３４０は、前記熱エネルギーを貯蔵する蓄熱槽などを含むことができる。また、前記熱供給装置３５０は、熱負荷に前記熱エネルギーを供給するヒートポンプなどを含むことができるが、本発明の構成がこれに限定されるものではない。
なお、前記熱変換装置３２０は、生産された熱エネルギーを大容量の蓄熱槽に貯蔵し、電力系統１０または仮想発電所１００内に配置された熱負荷に提供することができる。
このように、本発明は、仮想発電所出力調整装置３１０で生産された熱エネルギーを大容量で貯蔵して熱負荷に提供することにより、仮想発電所の出力を安定化させるだけでなく、エネルギー源の浪費を防ぐことができる環境を提供する。
前記新再生熱併合発電所３３０は、前記仮想発電所１００に連携され、新再生可能エネルギー源を利用して電力を生産することができる。なお、前記新再生熱併合発電所３３０は、生産された電力を、前記仮想発電所１００または前記電力系統１０に供給することができる。なお、前記新再生熱併合発電所３３０は、ウッドチップ、燃料電池、または副生ガスのうち少なくとも一つを用いて電力を生産することができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記熱変換装置３２０の電力消費量および熱生産量を制御したり、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を調節することにより、分散型電源１１０の出力変動による仮想発電所の出力変動を安定化させることができる。
例えば、前記仮想発電所管理装置２００は、ＶＰＰ予想出力量をＶＰＰ入札発電量と比較して、前記熱変換装置３２０の電力消費量を制御することができる。ここで、前記ＶＰＰ予想出力量は、入札期間中に前記仮想発電所１００から前記電力系統１０に供給されることが予想される電力量を含む。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記複数の分散型電源から生産される発電量をリアルタイムでモニタリングし、仮想発電所１００でリアルタイムで発電されるＶＰＰ発電量を導出することができる。なお、前記ＶＰＰ予想出力量は、前記ＶＰＰ発電量から前記仮想発電所１００の負荷１２０で消費される電力使用量を差し引いて計算することができる。
このとき、前記仮想発電所管理装置２００は、前記ＶＰＰ予想出力量が前記ＶＰＰ入札発電量よりも大きい場合、前記ＶＰＰ予想出力量と前記ＶＰＰ入札発電量との差の分だけ前記熱変換装置３２０の電力消費量を増加させることができる。
これとは異なり、前記ＶＰＰ予想出力量が前記ＶＰＰ入札発電量よりも小さい場合、前記仮想発電所管理装置２００は、前記熱変換装置３２０の熱生産を中断させることもできる。
また、前記仮想発電所管理装置２００は、前記ＶＰＰ予想出力量と前記ＶＰＰ入札発電量とを比較して、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を制御することができる。
このとき、前記ＶＰＰ予想出力量が前記ＶＰＰ入札発電量よりも小さい場合、前記仮想発電所管理装置２００は、前記ＶＰＰ予想出力量と前記ＶＰＰ入札発電量との差の分だけ前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を増加させることができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、電力系統の系統周波数をリアルタイムで検出し、検出された前記系統周波数を用いて前記熱変換装置３２０の電力消費量を決定することができる。
もちろん、前記仮想発電所管理装置２００は、電力系統の系統周波数をリアルタイムで検出し、検出された前記系統周波数を用いて前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を制御することもできる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記仮想発電所１００の区域周波数をリアルタイムで検出し、検出された前記区域周波数を用いて前記熱変換装置３２０の電力消費量を決定することができる。
また、前記仮想発電所管理装置２００は、前記仮想発電所１００の区域周波数をリアルタイムで検出し、検出された前記区域周波数を用いて前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を制御することもできる。
前記仮想発電所管理装置２００は、個別分散型電源１１０の発電量をリアルタイムでモニタリングし、前記個別分散型電源１１０の発電量を基に、前記熱変換装置３２０の熱生産量をリアルタイムで調節することができる。
また、前記仮想発電所管理装置２００は、個別分散型電源１１０の発電量をリアルタイムで分析し、前記個別分散型電源１１０の実発電量を基に、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量をリアルタイムで調節することもできる。
前記仮想発電所管理装置２００は、入札期間中に発電できる個別分散型電源１１０の発電量を予測して、前記個別分散型電源１１０の個別入札発電量を決定する。なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記個別入札発電量と前記個別分散型電源の実発電量とを比較し、前記個別分散型電源１１０の個別入札発電量と前記実発電量との差を基に、前記熱変換装置３２０の電力消費量または熱生産量を調整することができる。
例えば、前記仮想発電所管理装置２００は、前記入札期間中に前記個別分散型電源１１０の実発電量が前記個別入札発電量を超える場合、前記実発電量と前記個別入札発電量との差の分だけ前記熱変換装置の電力消費量または熱生産量を増加させることができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記入札期間を複数の区間に分割し、各区間ごとに個別分散型電源１１０の実発電量の区間平均値を導出し、前記区間ごとに各区間の区間平均値を前記個別入札発電量と比較して、前記熱変換装置３２０の熱生産量を制御することができる。
また、前記仮想発電所管理装置２００は、入札期間中に発電できる個別分散型電源１１０の平均発電量を予測し、予測された前記平均発電量を基に、前記個別分散型電源１１０の個別入札発電量を決定することができる。なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記入札期間中に前記個別分散型電源１１０による出力値を前記個別入札発電量で維持させることができるよう、前記個別分散型電源１１０の実発電量を基に、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量をリアルタイムで調節することができる。
例えば、前記仮想発電所管理装置２００は、前記入札期間中に前記個別分散型電源による実発電量の平均値が前記個別入札発電量よりも小さい場合、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を増加させることができる。
また、前記仮想発電所管理装置２００は、前記入札期間を複数の区間に分割し、各区間ごとに個別分散型電源１１０の実発電量の区間平均値を導出し、前記区間ごとに各区間の区間平均値を前記個別入札発電量と比較して、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を制御することができる。
図４は、本発明の一実施例に従って、仮想発電所に連携された分散型電源の発電量を予測して入札を進め、仮想発電所出力調整装置を制御して、仮想発電所の出力を安定化させる過程を簡略に示すフロー図である。このとき、以下のフロー図は、図１～図３の構成と連携して同一の図面符号を用いて説明する。
図４を参照すると、本発明の一実施例に係る仮想発電所管理装置２００は、仮想発電所１００に連携された複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の予想発電量を予測する（Ｓ１０２）。ここで、前記仮想発電所管理装置２００は、それぞれの分散型電源の特性および発電容量を基に、それぞれの分散型電源の予想発電量を予測することができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、電力取引所２０と入札を進め、仮想発電所１００から電力系統１０に供給するＶＰＰ入札発電量を決定することができる（Ｓ１０４）。
ここで、前記仮想発電所管理装置２００は、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の予想発電量を合算してＶＰＰ予想発電量を導出し、前記ＶＰＰ予想発電量を基に電力取引所２０と入札を進め、前記ＶＰＰ入札発電量を決定することができる。
例えば、前記ＶＰＰ予想発電量は、前記仮想発電所１００に連携された複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）が、特定の時点または入札期間中に発電できるＶＰＰ最小発電量とＶＰＰ最大発電量とを含むことができる。なお、前記ＶＰＰ入札発電量は、前記ＶＰＰ最小発電量とＶＰＰ最大発電量との間の値に決定することができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の出力変動による前記仮想発電所１００の出力変動および誤差を分析する（Ｓ１０６）。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記分析結果を基に、前記仮想発電所出力調整装置３１０の電力消費量および電力生産量を制御することができる（Ｓ１０８）。
ここで、前記仮想発電所管理装置２００は、電力取引所２０との前記ＶＰＰ入札発電量、個別分散型電源１１０の発電量、電力系統１０の系統情報（例えば、周波数、電力需給、予備力量、純負荷量、応動量、新再生出力変動等）、または仮想発電所１００の外部（例えば、電力取引所）から受信された制御信号のうち少なくとも一つを基に、前記仮想発電所出力調整装置３１０の動作を制御することができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記仮想発電所出力調整装置３１０の動作を通じて、前記仮想発電所１００の出力変動および誤差を調整して前記仮想発電所１００の出力変動を安定化させることができる（Ｓ１１０）。
例えば、本発明は、仮想発電所１００の余剰電力を活用して、前記仮想発電所出力調整装置３１０で熱エネルギーを生産し、生産された熱エネルギーを熱負荷に提供し、それと同時に仮想発電所１００の出力を安定化させることができる。
また、本発明は、仮想発電所１００の足りない出力を前記仮想発電所出力調整装置３１０で生産された電力で補わせ、仮想発電所１００の出力を安定化させることもできる。
図５は、電力系統において一般的な１日の電力需要曲線を示すグラフであり、図６は、変動性電源の出力増加による純負荷量の変化を示すグラフである。
図５および図６を参照すると、電力系統１０に関連された変動性電源や仮想発電所１００に連携された分散型電源の出力変動性の増加時に純負荷量はダックカーブの形で形成される。特に、電力系統１０または仮想発電所１００に連携される変動性電源（例えば、新再生可能エネルギー源）の比重が増加する場合、日の出後に電力負荷が急減し、日没後に電力負荷が急増する現象により、電力需要曲線が従来の電力需要曲線とは異なるパターンで変化することが予想される。また、ダックカーブ現象が進む場合には、電力需要予測の誤差が増加し、制約コストが増加するという困難が予想される。
例えば、新再生可能エネルギー源である風力発電機は、風速によって出力が大きく左右され、太陽光発電機は、太陽光モジュールの日射量によって出力が左右される。なお、風力および太陽光などの新再生可能エネルギー源は昼間の時間帯に出力が増加し、これによって電力系統１０や仮想発電所１００の総負荷量から新再生可能エネルギー源の出力量を差し引いた電力系統１０や仮想発電所１００の純負荷量が大きく減少する。
特に、新再生可能エネルギー源の出力変動性が大きい季節の昼間の時間帯に、新再生可能エネルギー源が電力系統１０や仮想発電所１００に連携されている場合、電力系統１０または仮想発電所１００の電力需給の不均衡を引き起こし、電力系統１０の系統周波数または仮想発電所１００の区域周波数が不安定になるという問題が発生する。
したがって、本発明は、仮想発電所出力調整装置３１０を仮想発電所１００に連携させ、前記仮想発電所出力調整装置３１０の電力消費量および発電量を調節して、仮想発電所１００の余剰電力を消費したり、仮想発電所１００の足りない出力を補うことにより、分散型電源の出力変動による仮想発電所の出力変動および誤差を解消し、仮想発電所の出力を安定化させることができる環境を提供する。
図７は、本発明の一実施例に従って、個別分散型電源の予想発電量を基にＶＰＰ予想発電量を導出し、導出されたＶＰＰ予想発電量を利用してＶＰＰ入札発電量を決定する過程を簡略に示すフロー図である。このとき、以下のフロー図は、図１～図３の構成と連携して同一の図面符号を用いて説明する。
図７を参照すると、本発明の一実施例に係る仮想発電所管理装置２００は、個別分散型電源１１０の特性を分析する（Ｓ２０２）。ここで、個別分散型電源は、風力発電機、太陽光発電機、地熱発電機、燃料電池、バイオエネルギー、海洋エネルギー、または出力調整ができない変動性電源のうち少なくとも一つを含むことができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、個別分散型電源１１０の特性を基に、所定期間（例えば、入札期間）の間に個別分散型電源１１０が発電できる予想発電量を導出することができる（Ｓ２０４）。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の予想発電量を合算してＶＰＰ予想発電量を導出することができる（Ｓ２０６およびＳ２０８）。ここで、前記ＶＰＰ予想発電量は、仮想発電所１００に連携された複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）が、特定の時点または入札期間中に発電できる発電量を含む。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記入札期間中に仮想発電所１００から電力系統１０に出力するＶＰＰ入札発電量を決定することができる（Ｓ２１０）。ここで、前記ＶＰＰ入札発電量は、前記入札期間中に前記仮想発電所１００から前記電力系統１０に供給する電力供給量または電力出力量を含む。
図８は、本発明の一実施例に係る個別分散型電源の予想発電量および平均発電量を示すグラフであり、図９は、本発明の一実施例に従って、仮想発電所のＶＰＰ予想発電量とＶＰＰ入札発電量とを示すグラフである。
図８および図９を参照すると、前記仮想発電所管理装置２００は、複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）のそれぞれの特性を分析して、それぞれの分散型電源の予想発電量（ＰＤＥＲ１＿予想～ＰＤＥＲｍ＿予想）および平均発電量（ＰＤＥＲ１＿平均～ＰＤＥＲｍ＿平均）を予測することができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の予想発電量（ＰＤＥＲ１＿予想～ＰＤＥＲｍ＿予想）または平均発電量（ＰＤＥＲ１＿平均～ＰＤＥＲｍ＿平均）を合算して仮想発電所１００の発電量を導出することができる。
例えば、前記仮想発電所管理装置２００は、前記仮想発電所１００に連携された複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）が、特定の時点または入札期間中に発電できる予想発電量（ＰＤＥＲ１＿予想～ＰＤＥＲｍ＿予想）を合算してＶＰＰ予想発電量（Ｐｖｐｐ＿予想発電量）を導出することができる。
ここで、ＶＰＰ予想発電量（ＰＶＰＰ＿予想発電量）は、仮想発電所１００の最小発電量であるＶＰＰ最小発電量（Ｐｖｐｐ＿ｍｉｎ）と仮想発電所１００の最大発電量であるＶＰＰ最大発電量（Ｐｖｐｐ＿ｍａｘ）とを含むことができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記ＶＰＰ予想発電量（ＰＶＰＰ＿予想発電量）を基に、入札期間中に前記仮想発電所１００から前記電力系統１０に出力するＶＰＰ入札発電量（ＰＶＰＰ入札発電量）を決定することができる。
このとき、前記ＶＰＰ入札発電量（ＰＶＰＰ入札発電量）は、前記ＶＰＰ最小発電量（Ｐｖｐｐ＿ｍｉｎ）とＶＰＰ最大発電量（Ｐｖｐｐ＿ｍａｘ）との間の値を持つことができる。なお、前記ＶＰＰ入札発電量（ＰＶＰＰ入札発電量）は、複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）の平均発電量（ＰＤＥＲ１＿平均～ＰＤＥＲｍ＿平均）を合算した値であってもよい。
図１０は、本発明の一実施例に従って、ＶＰＰ予想出力量とＶＰＰ入札発電量とを比較して、仮想発電所出力調整装置を制御する過程を簡略に示すフロー図である。このとき、以下のフロー図は、図１～図３の構成と連携して同一の図面符号を用いて説明する。
図１０を参照すると、本発明の一実施例に係る仮想発電所管理装置２００は、電力取引所２０と入札を進め、仮想発電所１００から電力系統１０に供給するＶＰＰ入札発電量を決定する（Ｓ３０２）。ここで、前記ＶＰＰ入札発電量は、入札期間中に前記仮想発電所１００から前記電力系統１０に供給する電力供給量または電力出力量を含むことができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記仮想発電所１００に連携された複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）から生産される発電量をリアルタイムでモニタリングし、前記仮想発電所１００で発電されるＶＰＰ発電量を導出する（Ｓ３０４）。ここで、前記ＶＰＰ発電量は、特定の時点または入札期間中に前記複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）からそれぞれ生産される発電量の総和を含むことができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記ＶＰＰ発電量から仮想発電所１００の負荷１２０で消費される電力使用量を差し引いてＶＰＰ予想出力量を計算する（Ｓ３０６）。ここで、前記ＶＰＰ予想発電量は、前記仮想発電所１００に連携された複数の分散型電源（１１０－１～１１０－ｍ）が、特定の時点または入札期間中に発電できる発電量を含むことができる。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記ＶＰＰ発電量または前記ＶＰＰ予想出力量と前記ＶＰＰ入札発電量とを比較して、前記仮想発電所出力調整装置３１０の動作を制御することができる。
例えば、分散型電源１１０の発電量が減少して、前記ＶＰＰ発電量が前記ＶＰＰ入札発電量よりも大きい場合に、前記仮想発電所管理装置２００は、新再生熱併合発電所３３０の発電量または電力生産量を増加させるよう制御することができる（Ｓ３０８およびＳ３１０）。
このとき、仮想発電所１００に連携された負荷１２０の電力使用量が急激に増加して、前記ＶＰＰ予想出力量が前記ＶＰＰ入札発電量よりも小さくなる場合にも、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を増加させるよう制御することもできる。
なお、仮想発電所管理装置２００は、前記ＶＰＰ発電量と前記ＶＰＰ入札発電量との差の値または前記ＶＰＰ予想出力量と前記ＶＰＰ入札発電量との差の値に比例して、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量の大きさを制御することもできる。
また、分散型電源１１０の発電量が増加したり、負荷１２０の電力使用量が急減して、前記ＶＰＰ発電量や前記ＶＰＰ予想出力量が前記ＶＰＰ入札発電量よりも大きい場合には、前記熱変換装置３２０の電力消費量を増加させるよう制御することができる（Ｓ３１２およびＳ３１４）。このとき、前記仮想発電所管理装置２００は、前記ＶＰＰ発電量と前記ＶＰＰ入札発電量との差の値または前記ＶＰＰ予想出力量と前記ＶＰＰ入札発電量との差の値に比例して、前記熱変換装置３２０の電力消費量の大きさを制御することもできる。
図１１は、本発明の一実施例に従って、ＶＰＰ予想出力量とＶＰＰ入札発電量とを比較して、仮想発電所出力調整装置を制御する例を示すグラフである。
図１１を参照すると、本発明の一実施例に係る仮想発電所管理装置２００は、ＶＰＰ入札発電量（ＰＶＰＰ入札発電量）とＶＰＰ予想出力量（ＰＶＰＰ予想出力量）とをリアルタイムで比較して、熱変換装置３２０の電力消費量および新再生熱併合発電所３３０の発電量をリアルタイムで制御することができる。
例えば、前記ＶＰＰ予想出力量（ＰＶＰＰ予想出力量）が前記ＶＰＰ入札発電量（ＰＶＰＰ入札発電量）よりも小さい区間（ｔ０～ｔ１、ｔ２～ｔ３、ｔ４～ｔ５）においては、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を増加させることができる。
なお、本発明は、新再生熱併合発電所３３０で生産された電力を、前記仮想発電所１００または前記電力系統１０に供給して、前記仮想発電所１００の足りない発電量および出力量を補うことができる。
また、前記ＶＰＰ予想出力量（ＰＶＰＰ予想出力量）が前記ＶＰＰ入札発電量（ＰＶＰＰ入札発電量）よりも大きい区間（ｔ１～ｔ２、ｔ３～ｔ４）においては、前記熱変換装置３２０の電力消費量を調節して、仮想発電所１００の余剰電力を消費することができる。
もちろん、前記ＶＰＰ予想出力量（ＰＶＰＰ予想出力量）が前記ＶＰＰ入札発電量（ＰＶＰＰ入札発電量）よりも大きい区間（ｔ１～ｔ２、ｔ３～ｔ４）であるが、負荷１２０の電力使用量が急激に増加して、前記ＶＰＰ予想出力量が前記ＶＰＰ入札発電量よりも小さくなる場合には、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を増加させるよう制御することができる。
図１２は、本発明の一実施例に従って、電力系統の系統周波数または仮想発電所の区域周波数をモニタリングして、仮想発電所出力調整装置を制御する過程を簡略に示すフロー図である。このとき、以下のフロー図は、図１～図３の構成と連携して同一の図面符号を用いて説明する。
図１２を参照すると、本発明の一実施例に係る仮想発電所管理装置２００は、電力系統１０の系統周波数または仮想発電所１００の区域周波数をリアルタイムで検出し、周波数の変化をモニタリングする（Ｓ４０２）。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記系統周波数または前記区域周波数を設定値と比較して、前記仮想発電所出力調整装置３１０の動作を制御することができる。
例えば、電力系統１０に連携された変動性電源の出力が急変したり、発電機の脱落または大規模な負荷の急増により、電力系統１０の系統周波数が急変することがある。このとき、本発明は、前記系統周波数または前記区域周波数を設定値と比較し、前記仮想発電所出力調整装置３１０の動作を制御することができる。
なお、本発明は、前記仮想発電所出力調整装置３１０の動作を通じて、仮想発電所１００の出力量を調節することができ、結果的に電力系統１０の系統周波数を所定の範囲内で維持させることができる。
また、仮想発電所１００に連携された分散型電源１１０の出力が急変して、仮想発電所１００の区域周波数が急変することがある。このときも、本発明は、前記系統周波数または前記区域周波数を設定値と比較して、仮想発電所出力調整装置３１０の動作を制御することができる。なお、本発明は、前記仮想発電所出力調整装置３１０の動作を通じて、仮想発電所１００の出力を安定的に維持させることができる。
例えば、仮想発電所管理装置２００は、前記系統周波数または前記区域周波数が設定済みの第１周波数の設定値よりも大きい場合には、熱変換装置３２０の電力消費量を増加させるよう制御することができる（Ｓ４０４およびＳ４０６）。
また、仮想発電所管理装置２００は、前記系統周波数または前記区域周波数が設定済みの第２周波数の設定値よりも小さい場合には、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を増加させるよう制御することができる（Ｓ４０８およびＳ４１０）。
もちろん、前記仮想発電所管理装置２００は、前記系統周波数と前記区域周波数とを直接比較し、前記比較結果を基に、前記仮想発電所出力調整装置３１０の動作を制御することもできる。
図１３は、本発明の一実施例に従って、個別分散型電源の発電量をモニタリングして、仮想発電所出力調整装置を制御する過程を簡略に示すフロー図である。このとき、以下のフロー図は、図１～図３の構成と連携して同一の図面符号を用いて説明する。
図１３を参照すると、本発明の一実施例に係る仮想発電所管理装置２００は、個別分散型電源１１０の予想発電量を予測する（Ｓ５０２）。
なお、前記仮想発電所管理装置２００は、個別分散型電源１１０の前記予想発電量を分析し、個別分散型電源１１０が入札期間中に発電できる総発電量の中で、前記入札期間中に電力系統１０に供給する個別分散型電源１１０の個別入札発電量を決定することができる（Ｓ５０４）。
また、前記仮想発電所管理装置２００は、個別分散型電源１１０の前記予想発電量と個別分散型電源１１０の前記個別入札発電量とを比較し、前記仮想発電所出力調整装置３１０の動作を事前に予測することができる。なお、前記仮想発電所管理装置２００は、前記予想発電量と前記個別入札発電量とを比較した結果を用いて、前記仮想発電所出力調整装置３１０の電力消費量および発電量を予め分析することができる（Ｓ５０６）。
例えば、前記予想発電量が前記個別入札発電量よりも大きい場合には、仮想発電所１００を安定化させたり、個別分散型電源１１０の出力を一定して維持させることができるよう、前記熱変換装置３２０が前記個別分散型電源１１０の余剰電力を使用しなければならない電力消費量の大きさや量を分析し予測することができる（Ｓ５０８）。
なお、前記予想発電量が前記個別入札発電量よりも小さい場合には、仮想発電所１００を安定化させたり、個別分散型電源１１０の出力を一定して維持させることができるよう、前記新再生熱併合発電所３３０が発電しなければならない発電量の大きさや量を分析し予測することができる（Ｓ５１０）。
また、前記仮想発電所管理装置２００は、個別分散型電源１１０が実際に発電している実発電量をモニタリングすることができる（Ｓ５１２）。なお、前記仮想発電所管理装置２００は、個別分散型電源１１０の実発電量を個別分散型電源１１０の個別入札発電量と比較し、前記比較結果を基に、前記仮想発電所出力調整装置３１０の動作を制御することができる。
例えば、個別分散型電源１１０の実発電量が前記個別入札発電量よりも大きい場合には、前記熱変換装置３２０の電力消費量を増加させるよう制御することができる（Ｓ５１４およびＳ５１６）。
また、個別分散型電源１１０の実発電量が前記個別入札発電量よりも小さい場合には、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を増加させるよう制御することができる（Ｓ５１８）。
すなわち、本発明は、個別分散型電源１１０の実発電量をリアルタイムでモニタリングし、前記個別分散型電源１１０の実発電量を前記個別分散型電源１１０の個別入札発電量と比較して、前記熱変換装置３２０の電力消費量を制御したり、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を制御することにより、個別分散型電源の出力を一定して維持させることができる。なお、これにより、本発明は、個別分散型電源１１０の出力が平坦化されて、仮想発電所１００に提供されるのと同じ効果を与えることができる。
なお、本発明は、個別分散型電源１１０の前記予想発電量と前期個別入札発電量とを比較して、前記仮想発電所出力調整装置３１０の動作を事前に予め予測・分析した後、個別分散型電源１１０の実発電量と前記個別入札発電量とをリアルタイムで比較して、熱変換装置３２０および新再生熱併合発電所３３０の動作をリアルタイムで制御することにより、分散型電源の出力変動により効果的に対応できる環境を提供する。
また、本発明は、前記個別分散型電源１１０の入札期間を複数の区間に分割し、各区間ごとに前記個別分散型電源１１０の実発電量の区間平均値を導出することができる。なお、本発明は、前記区間ごとに各区間の区間平均値を前記個別入札発電量と比較して、前記熱変換装置３２０および前記新再生熱併合発電所３３０の動作を制御することができる。
もちろん、本発明は、前記仮想発電所１００の入札期間を複数の区間に分割し、各区間ごとに前記仮想発電所１００の実発電量の区間平均値を導出することもできる。なお、本発明は、前記区間ごとに各区間の区間平均値をＶＰＰ入札発電量と比較して、前記熱変換装置３２０および前記新再生熱併合発電所３３０の動作を制御することもできる。
図１４は、本発明の一実施例に従って、入札期間を複数の区間に分けて個別分散型電源の発電量をモニタリングし、それぞれの区間ごとに個別分散型電源の実発電量をモニタリングして、仮想発電所出力調整装置を制御する例を示すグラフである。
図１４を参照すると、本発明の一実施例に係る仮想発電所管理装置２００は、個別分散型電源１１０の入札期間（ｔａ～ｔｅ）を複数の区間に分割することができる。ここで、前記複数の区間は、第１区間（ｔａ～ｔｂ）、第２区間（ｔｂ～ｔｃ）、第３区間（ｔｃ～ｔｄ）、および第４区間（ｔｄ～ｔｅ）を含むことができる。
なお、本発明の一実施例に係る仮想発電所管理装置２００は、個別分散型電源１１０の実発電量（ＰＤＥＲ＿発電量）を個別分散型電源１１０の個別入札発電量（ＰＤＥＲ＿個別入札発電量）と比較し、前記比較結果を基に、前記仮想発電所出力調整装置３１０の電力消費量または発電量をリアルタイムで制御することができる。
また、本発明の一実施例に係る仮想発電所管理装置２００は、各区間ごとに個別分散型電源１１０の実発電量の区間平均値（ＰＤＥＲ＿区間平均値）を導出し、各区間の区間平均値（ＰＤＥＲ＿区間平均値）と前記個別入札発電量（ＰＤＥＲ＿個別入札発電量）とを比較して、前記仮想発電所出力調整装置３１０の動作を制御することもできる。
例えば、前記第１区間（ｔａ～ｔｂ）および前記第４区間（ｔｄ～ｔｅ）は、前記個別入札発電量（ＰＤＥＲ＿個別入札発電量）よりも第１区間の平均値（ＰＤＥＲ＿第１区間の平均値）および第４区間の平均値（ＰＤＥＲ＿第４区間の平均値）が大きいため、前記熱変換装置３２０の熱生産量を増加させることができる。このとき、前記熱変換装置３２０の熱生産量は、前記個別入札発電量（ＰＤＥＲ＿個別入札発電量）と第１区間の平均値（ＰＤＥＲ＿第１区間の平均値）との差に比例するか、または前記個別入札発電量（ＰＤＥＲ＿個別入札発電量）と第４区間の平均値（ＰＤＥＲ＿第４区間の平均値）との差に比例し得る。
また、前記第２区間（ｔｂ～ｔｃ）および第３区間（ｔｃ～ｔｄ）は、前記個別入札発電量（ＰＤＥＲ＿個別入札発電量）よりも第２区間の平均値（ＰＤＥＲ＿第２区間の平均値）および第３区間の平均値（ＰＤＥＲ＿第３区間の平均値）が小さいため、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量を増加させることができる。
このとき、前記新再生熱併合発電所３３０の発電量は、前記個別入札発電量（ＰＤＥＲ＿個別入札発電量）と第２区間の平均値（ＰＤＥＲ＿第２区間の平均値）との差に比例し得る。なお、新再生熱併合発電所３３０の発電量は、前記個別入札発電量（ＰＤＥＲ＿個別入札発電量）と第３区間の平均値（ＰＤＥＲ＿第３区間の平均値）との差に比例し得る。
このように、本発明の一実施例に係る仮想発電所システムおよび仮想発電所の運営方法は、仮想発電所に仮想発電所出力調整装置を連携させ、仮想発電所出力調整装置を通じて分散型電源の出力変動による仮想発電所の出力変動および誤差を調整することにより、仮想発電所の出力を安定化させることができる環境を提供する。
また、本発明は、仮想発電所出力調整装置が分散型電源の出力変動によって過剰に生産される余剰電力を利用して熱エネルギーを生産することにより、新再生可能エネルギー源のように出力制御が難しい分散型電源の出力変動による仮想発電所の出力変動を最小限に抑え、仮想発電所の出力を安定的に維持させることができる。
また、本発明は、仮想発電所出力調整装置で生産された熱エネルギーを大容量で貯蔵して熱負荷に提供することにより、エネルギー源の浪費を防ぐことができる環境を提供する。
また、本発明は、仮想発電所に新再生熱併合発電所を分散型電源で連携させ、分散型電源の出力変動に対応して前記新再生熱併合発電所の発電量を調整し、前記新再生熱併合発電所で発電された電力で仮想発電所の足りない出力を補うことにより、新再生可能エネルギー源のように出力制御が難しい分散型電源によって発生する仮想発電所の出力不足およびこれによる仮想発電所の出力変動を最小限に抑えて、仮想発電所の出力を安定的に維持させることができる環境を提供する。
また、本発明は、各個別分散型電源の予想発電量を分析し、分散型電源の予想発電量を合算してＶＰＰ予想発電量を導出し、前記ＶＰＰ予想発電量を基にＶＰＰ入札発電量を導出することにより、最適な入札発電量を効果的に決定することができる環境を提供する。
また、本発明は、複数の分散型電源から生産される発電量をモニタリングして、仮想発電所内でリアルタイムで発電されるＶＰＰ発電量を導出し、前記ＶＰＰ発電量とＶＰＰ入札発電量とを比較して、熱変換装置の電力消費量または新再生熱併合発電所の発電量を調整することにより、仮想発電所の出力を安定的に維持させることができる環境を提供する。
また、本発明は、電力系統の系統周波数または仮想発電所の区域周波数をリアルタイムで検出し、検出された周波数を基に、熱変換装置の電力消費量または新再生熱併合発電所の発電量を制御することにより、変動性電源である分散型電源の出力変動による電力系統の系統周波数の急変および仮想発電所の区域周波数の急変を防ぐことができる環境を提供する。
また、本発明は、個別分散型電源の発電量をリアルタイムでモニタリングし、前記個別分散型電源の発電量と個別分散型電源の個別入札発電量とを比較して、熱変換装置の電力消費量または新再生熱併合発電所の発電量を制御することにより、個別分散型電源の出力を一定して維持させ、これにより、個別分散型電源の出力が平坦化されて、仮想発電所に提供されるのと同じ効果を与える。
また、本発明は、入札期間中に個別分散型電源の発電量を予測して、前記個別分散型電源の個別入札発電量を決定し、前記個別入札発電量と前記個別分散型電源の発電量とをリアルタイムで比較し、これを基に熱変換装置の電力消費量を制御したり、新再生熱併合発電所の発電量をリアルタイムで制御することにより、入札期間中に個別分散型電源の出力量を前記個別入札発電量に合わせることができる環境を提供する。
また、本発明は、電力取引所とのＶＰＰ入札発電量、個別分散型電源の発電量、電力系統の系統情報、または電力取引所から受信された制御信号のうち少なくとも一つを基に、仮想発電所出力調整装置の動作を制御することにより、仮想発電所の出力を安定的に維持させ、これにより、電力系統を安定的に維持させることができる環境を提供する。
以上で説明した本発明の実施例は、必ずしも装置および方法を通じて具現されるとは限らず、本発明の実施例の構成に対応する機能を実現するプログラムまたはそのプログラムが記録された記録媒体を通じて具現されることもある。こうした記録媒体は、サーバだけでなくユーザー端末でも実行されることがある。
以上で本発明の実施例について詳細に説明したが、本発明の権利範囲はこれに限定されるものではなく、次の特許請求の範囲で定義している本発明の基本概念を用いた当業者の様々な変形および改良形態もまた本発明の権利範囲に属するものである。

Claims (23)

  1. 仮想発電所に連携された複数の分散型電源と、
    前記仮想発電所に連携された仮想発電所出力調整システムであって、新再生可能エネルギー源を利用して電力を生産する新再生熱併合発電所及び電力を熱に変換する熱変換装置を含む仮想発電所出力調整装置と、熱貯蔵装置と、熱供給装置と、を含む仮想発電所出力調整システムと、
    前記複数の分散型電源の発電量を予測して入札を進め、前記複数の分散型電源の発電量を基に前記仮想発電所の出力変動および誤差を分析し、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を調節して、前記仮想発電所の出力変動を安定化させる仮想発電所管理装置と、
    を含み、
    前記仮想発電所管理装置は、前記分散型電源の発電量が不足しているときに前記新再生熱併合発電所の発電量を増加させることと、前記分散型電源の発電量が過剰であるときに前記熱変換装置の電力消費量を増加させることと、によって、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を調節するように構成されており、
    前記熱供給装置は、前記熱変換装置によって変換された熱を、直接又は前記熱貯蔵装置に貯蔵された後に、前記仮想発電所内の熱負荷に供給するように構成されており、
    前記仮想発電所管理装置は、
    個別分散型電源が入札期間中に発電できる発電量を予測して、前記個別分散型電源の個別入札発電量を決定し、
    前記入札期間中に前記個別分散型電源による出力値が前記個別入札発電量を維持させるよう、前記個別分散型電源の発電量を基に、前記仮想発電所出力調整装置の発電量をリアルタイムで調節し、
    前記入札期間中に前記個別分散型電源の実発電量が前記個別入札発電量よりも小さい場合、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を増加させることを特徴とする、新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システム。
  2. 前記仮想発電所管理装置は、
    前記複数の分散型電源の予想発電量を合算して仮想発電所で発電するＶＰＰ予想発電量を導出し、導出された前記ＶＰＰ予想発電量を基にＶＰＰ入札発電量を決定することを特徴とする請求項１に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システム。
  3. 前記仮想発電所管理装置は、
    前記複数の分散型電源から生産される発電量をリアルタイムでモニタリングして、仮想発電所で発電されるＶＰＰ発電量を導出し、前記ＶＰＰ発電量と前記ＶＰＰ入札発電量とを比較して、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を予測することを特徴とする請求項２に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システム。
  4. 前記仮想発電所管理装置は、
    前記ＶＰＰ発電量から前記仮想発電所の負荷で消費する電力使用量を差し引いてＶＰＰ予想出力量を計算し、前記ＶＰＰ予想出力量と前記ＶＰＰ入札発電量とを比較して、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を制御することを特徴とする請求項３に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システム。
  5. 前記仮想発電所管理装置は、
    前記ＶＰＰ予想出力量が前記ＶＰＰ入札発電量よりも小さい場合、前記ＶＰＰ予想出力量と前記ＶＰＰ入札発電量との差の分だけ前記仮想発電所出力調整装置の発電量を増加させることを特徴とする請求項４に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システム。
  6. 前記仮想発電所管理装置は、
    電力系統の系統周波数をリアルタイムで検出し、検出された前記系統周波数を用いて前記仮想発電所出力調整装置の発電量を制御することを特徴とする請求項１に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システム。
  7. 前記仮想発電所管理装置は、
    前記仮想発電所の区域周波数をリアルタイムで検出し、検出された前記区域周波数を用いて前記仮想発電所出力調整装置の発電量を制御することを特徴とする請求項１に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システム。
  8. 前記仮想発電所管理装置は、
    個別分散型電源の発電量をリアルタイムで分析し、前記個別分散型電源の実発電量を基に、前記仮想発電所出力調整装置の発電量をリアルタイムで調節することを特徴とする請求項１に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システム。
  9. 前記仮想発電所管理装置は、
    入札期間を複数の区間に分割し、各区間ごとに前記個別分散型電源の実発電量の区間平均値を導出し、前記複数の区間ごとに各区間の区間平均値を前記個別入札発電量と比較して、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を制御することを特徴とする請求項１に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システム。
  10. 前記新再生熱併合発電所は、
    ウッドチップ、燃料電池、または副生ガスのうち少なくとも一つを用いて電力を生産することを特徴とする請求項１に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システム。
  11. 前記仮想発電所管理装置は、
    前記仮想発電所内に配置された負荷の電力需要量を予測し、前記電力需要量を基に、前記仮想発電所の出力変動および誤差を分析することを特徴とする請求項１に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システム。
  12. 前記仮想発電所管理装置は、
    仮想発電所に連携された変動性電源の出力変動に対応するために、分散型電源が追加的に発電できる応動量または前記変動性電源の出力変動に対応するために、前記分散型電源が追加的に発電できる応動速度を分析し、
    前記変動性電源の出力が減少して、仮想発電所内の電力供給が仮想発電所内に配置された負荷の電力需要量よりも小さいか、或いは前記分散型電源の応動量または応動速度が前記仮想発電所内に配置された負荷の電力需要量を満たしていない場合、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を調整することを特徴とする請求項１に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所システム。
  13. 新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法であって、前記仮想発電所は、
    仮想発電所に連携された複数の分散型電源と、
    前記仮想発電所に連携された仮想発電所出力調整システムであって、新再生可能エネルギー源を利用して電力を生産する新再生熱併合発電所及び電力を熱に変換する熱変換装置を含む仮想発電所出力調整装置と、熱貯蔵装置と、熱供給装置と、を含む仮想発電所出力調整システムと、
    仮想発電所管理装置と、
    を含み、
    前記方法は、
    前記仮想発電所管理装置が、仮想発電所に連携された分散型電源の発電量を予測するステップと、
    前記仮想発電所管理装置が、前記分散型電源の発電量を基に、前記仮想発電所の出力変動および誤差を分析するステップと、
    前記仮想発電所管理装置が、前記仮想発電所に連携された仮想発電所出力調整装置の発電量を調節して、前記仮想発電所の出力変動および誤差を調整するステップであって、前記分散型電源の発電量が不足しているときに前記新再生熱併合発電所の発電量を増加させるステップと、前記分散型電源の発電量が過剰であるときに前記熱変換装置の電力消費量を増加させるステップと、を含む、前記仮想発電所の出力変動および誤差を調整するステップと、
    前記熱貯蔵装置が、前記前記熱変換装置によって変換された熱を貯蔵するステップと、
    前記熱供給装置が、前記熱を前記仮想発電所内の熱負荷に供給するステップと、
    を含み、
    前記仮想発電所の出力変動および誤差を調整するステップは、
    入札期間中に発電できる前記分散型電源の予想発電量を予測するステップと、
    前記入札期間中に個別分散型電源の予想発電量と前記個別入札発電量とを比較して、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を調整するステップと、
    を含み、
    前記発電量を調整するステップは、
    前記入札期間中に前記分散型電源の予想発電量が、前記個別入札発電量以下である場合、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を増加させることを特徴とする、新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法。
  14. 前記新再生熱併合発電所は、
    ウッドチップまたは副生ガスのうち少なくとも一つを用いて電力を生産することを特徴とする請求項１３に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法。
  15. 前記仮想発電所管理装置が、前記複数の分散型電源から生産される発電量をモニタリングして、仮想発電所で発電されるＶＰＰ発電量を導出するステップと、
    前記仮想発電所管理装置が、前記ＶＰＰ発電量から前記仮想発電所の負荷で消費する電力使用量を差し引いて、ＶＰＰ予想出力量を計算するステップと、
    前記仮想発電所管理装置が、前記ＶＰＰ予想出力量と前記ＶＰＰ入札発電量とを比較して、前記新再生熱併合発電所の発電量を制御するステップと、
    をさらに含むことを特徴とする請求項１３に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法。
  16. 前記仮想発電所の出力変動および誤差を調整するステップは、
    電力系統の系統周波数をリアルタイムで検出するステップと、
    前記系統周波数を基に、前記仮想発電所出力調整装置の発電量をリアルタイムで調節するステップと、
    を含む請求項１３に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法。
  17. 前記仮想発電所の出力変動および誤差を調整するステップは、
    前記仮想発電所の区域周波数をリアルタイムで検出するステップと、
    前記区域周波数を基に、前記仮想発電所出力調整装置の発電量をリアルタイムで調節するステップと、
    を含む請求項１３に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法。
  18. 前記仮想発電所の出力変動および誤差を調整するステップは、
    個別分散型電源の発電量をリアルタイムで分析するステップと、
    前記個別分散型電源の発電量を基に、前記仮想発電所出力調整装置の発電量をリアルタイムで調節するステップと、
    を含む請求項１３に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法。
  19. 前記発電量を調整するステップは、
    前記入札期間を複数の区間に分割するステップと、
    前記複数の区間ごとに前記個別分散型電源の実発電量の区間平均値を導出するステップと、
    を含むことを特徴とする請求項１３に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法。
  20. 前記発電量を調整するステップは、
    前記複数の区間ごとに各区間の区間平均値を前記個別入札発電量と比較して、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を制御するステップ
    をさらに含むことを特徴とする請求項１９に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法。
  21. 前記仮想発電所の出力変動および誤差を調整するステップは、
    前記仮想発電所のＶＰＰ入札発電量、個別分散型電源の発電量、電力系統の系統情報、または仮想発電所の外部から受信された制御信号のうち少なくとも一つを基に、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を調節することを特徴とする請求項１３に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法。
  22. 前記仮想発電所管理装置が、仮想発電所に連携された変動性電源の出力変動に対応するために、前記分散型電源が追加的に発電できる応動量または前記変動性電源の出力変動に対応するために、前記分散型電源が追加的に発電できる応動速度を分析するステップと、
    前記仮想発電所管理装置が、前記分散型電源の応動量または応動速度が前記仮想発電所内に配置された負荷の電力需要量を満たしていない場合、前記仮想発電所出力調整装置の発電量を調整するステップと、
    をさらに含む請求項１３に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法。
  23. 前記仮想発電所管理装置が、前記分散型電源から生産される発電量をモニタリングするステップと、
    前記仮想発電所管理装置が、前記分散型電源の発電量と前記分散型電源の個別入札発電量とを比較するステップと、
    前記仮想発電所管理装置が、前記発電量が前記個別入札発電量よりも小さい場合、前記新再生熱併合発電所の発電量を増加させるステップと、
    を含む請求項１３に記載の新再生熱併合発電所を活用した仮想発電所の運営方法。
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