JP2017182698A - Power demand management supporting system, power demand management supporting method, and power demand management supporting program - Google Patents
Power demand management supporting system, power demand management supporting method, and power demand management supporting program Download PDFInfo
- Publication number
- JP2017182698A JP2017182698A JP2016072866A JP2016072866A JP2017182698A JP 2017182698 A JP2017182698 A JP 2017182698A JP 2016072866 A JP2016072866 A JP 2016072866A JP 2016072866 A JP2016072866 A JP 2016072866A JP 2017182698 A JP2017182698 A JP 2017182698A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power
- amount
- demand
- power supply
- unit
- 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.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 72
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 claims abstract description 40
- 230000008030 elimination Effects 0.000 claims abstract description 39
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims description 104
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 63
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 19
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 239000013589 supplement Substances 0.000 claims description 5
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 claims 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 28
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 25
- 230000004044 response Effects 0.000 description 20
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 9
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 9
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 125000002066 L-histidyl group Chemical group [H]N1C([H])=NC(C([H])([H])[C@](C(=O)[*])([H])N([H])[H])=C1[H] 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000004973 liquid crystal related substance Substances 0.000 description 1
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
- Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
- Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
- Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications
Landscapes
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
Description
本発明の実施形態は2016年4月以降の電力市場において、新電力事業者が電力業務を行うために必要な機能を有する電力需給管理支援システム、電力需給管理支援方法および電力需給管理支援プログラムに関する。 Embodiments of the present invention relate to an electric power supply and demand management support system, an electric power supply and demand management support method, and an electric power supply and demand management support program having functions necessary for a new electric power company to perform electric power operations in the electric power market after April 2016 .
電力は、供給されるのと同じタイミングと量で消費されるという特性を有する。そのため、電力を供給する一般電気事業者、新電力事業者等は、予め電力需要量を予測し、その予測に応じて供給量の調整を行い、電力需要量と電力供給量を一致させる同時同量(一般電気事業者はリアルタイムの同時同量、新電力事業者は30分同時同量)を達成する必要がある。同時同量が未達の場合、電力需要量と電力供給量とにギャップが生じる。例えば、電力需要量が電力供給量を上回ると、電圧が低くなり周波数が不安定になる。そのため、一般電気事業者は、当日の需要の変化を監視し、配下の発電所の運転を制御することで、同時同量を達成する。 Power has the property that it is consumed at the same timing and amount as it is supplied. For this reason, general electric power utilities, new power utilities, etc. that supply power predict the power demand in advance, adjust the power supply according to the prediction, and simultaneously match the power demand with the power supply. It is necessary to achieve the same amount (the same amount in real time for general electric utilities and the same amount for 30 minutes for new electric utilities). When the same amount is not achieved, a gap occurs between the power demand and the power supply. For example, when the power demand exceeds the power supply, the voltage becomes low and the frequency becomes unstable. For this reason, general electric utilities achieve the same amount by monitoring changes in demand on the day and controlling the operation of subordinate power plants.
また、配下に大きな発電所をもたない、若しくは小さな規模の発電所しか持たない事業者等では、発電所の運転だけでは同時同量を達成することが難しい。このような事業所の場合には、他の事業者やJapan Electric Power eXchange(以降JEPXと称す)等と取引をする形で電力の安定供給を実現する。例えば、電力供給量が不足する場合にはJEPXから電力を買い取り、逆に過剰となった場合には他の事業者やJEPXに対して売却を行う。なお、新電力事業者が同時同量を達成出来なかった(インバランスが発生した)場合、一般電気事業者より電力が不足していればインバランス費用により不足分を補填してもらい、電力が余剰していればインバランス費用により買い取られる。そのため、新電力事業者等は、同時同量を達成するために、電力需要量の予測を正確に行うこと、および必要な電力需要量を調達することが求められる。 In addition, it is difficult for an operator who does not have a large power plant under its control or has only a small-scale power plant to achieve the same amount by operating the power plant alone. In the case of such a place of business, a stable supply of electric power is realized in the form of dealing with other companies and Japan Electric Power eXchange (hereinafter referred to as JEPX). For example, when the amount of power supply is insufficient, power is purchased from JEPX, and when it is excessive, it is sold to other businesses or JEPX. In addition, if the new electric power company could not achieve the same amount at the same time (imbalance occurred), if the electric power is insufficient from the general electric power company, the shortage will be compensated by the imbalance cost. If there is a surplus, it will be purchased at an imbalance cost. Therefore, new electric power companies and the like are required to accurately predict the amount of power demand and to procure the necessary amount of power demand in order to achieve the same amount simultaneously.
しかしながら、電力需要量は、季節、気象、イベントの有無などにより、大きく変動する。そのため、実際の電力需要を正確に予測することは困難であり、予測した電力需要量と実際の電力需要量との間に差分(インバランス)が発生する可能性がある。 However, the amount of power demand varies greatly depending on the season, weather, events, and the like. Therefore, it is difficult to accurately predict actual power demand, and a difference (imbalance) may occur between the predicted power demand and the actual power demand.
本発明の実施形態は、上記のような従来技術の問題点を解決するために提案されたものであり、新電力事業者が電力の小売りを実施する際に発生するインバランスを算出し、発生したインバランスの解消の支援を行う電電力需給管理支援システム、電力需給管理支援方法および電力需給管理支援プログラムに関する。 The embodiment of the present invention is proposed in order to solve the above-described problems of the prior art, and calculates an imbalance that occurs when a new electric power company carries out retailing of electric power. The present invention relates to an electric power supply and demand management support system, an electric power supply and demand management support method, and an electric power supply and demand management support program.
上記目的を達成するために、本発明の実施形態による電力需給管理支援システムは、所定時間帯の予測需要電力量を2つの異なる時刻で予測する電力予測部と、前記異なる時刻のうちの最新の時刻で第1の需要電力量の予測を行う需要電力量予測部と、前記異なる時刻のうちの前記最新の時刻よりも過去の時刻で予測した第2の需要電力量より、前記所定時間帯の電力供給量の算出を行う供給電力量算出部と、前記電力供給量と前記第1の需要電力量とのギャップを算出する差分電力量算出部と、前記ギャップを解消するための処理を行うギャップ解消部と、を有することを特徴とする。 In order to achieve the above object, a power supply and demand management support system according to an embodiment of the present invention includes a power prediction unit that predicts a predicted demand power amount in a predetermined time zone at two different times, and a latest one of the different times. From the demand power amount prediction unit that predicts the first demand power amount at the time and the second demand power amount predicted at a time earlier than the latest time among the different times, the predetermined time period A power supply amount calculation unit that calculates a power supply amount, a difference power amount calculation unit that calculates a gap between the power supply amount and the first demand power amount, and a gap that performs a process for eliminating the gap And a resolution unit.
また、上記目的を達成するための電力需給管理支援方法や電力需給管理支援システム用プログラムもその一態様である。 In addition, a power supply and demand management support method and a power supply and demand management support system program for achieving the above object are one aspect thereof.
[第1実施形態]
以下、図面を参照して本発明の実施形態を説明する。
[First Embodiment]
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
電力需給管理支援システム101は、電力市場の自由化に伴い電力の販売を行うことができるようになった電力供給事業者(以降「新電力事業者」と呼ぶ)に設置される。本実施形態では、新電力事業者は、自社の発電設備を備えるものとする。新電力事業者の内、小売事業を実施する事業者は、電力広域的運営推進機関に対して電力供給日の前日までに、電力供給日の予測需要電力量と電力調達計画を提出する。
The electric power supply and demand
電力供給日には、電力需給管理支援システム101は、当日の電力需要量から電力供給直前に、電力供給を行う所定時間帯の予測電力需要量の予測を行う。そして、所定時間帯における前日の予測需要電力量と、電力供給直前の予測需要電力量とのギャップであるインバランスの算出を行う。電力需給管理支援システム101は、算出した所定時間帯のインバランスを解消の支援を行う。ここで、所定時間帯の間隔は30分とする。
On the power supply date, the power supply and demand
[構成]
最初に電力需給管理支援システム101の構成について図1を参照して説明する。
[Constitution]
First, the configuration of the power supply and demand
電力需給管理支援システム101は、電力広域的運営推進機関121、気象情報会社122、自社発電設備123、相対契約電源124、他の小売電気事業者125、電力取引サイト(JEPX)126、一般送配電事業者130、と接続する。
The power supply and demand
電力広域的運営推進機関121は、所属する電力供給事業者の電気の需給状況の監視を行う。新電力事業者も電力広域的運営推進機関121に所属する。新電力事業者は電力広域的運営推進機関121に対して、電力供給日の前日までに、電力供給日の予測需要電力量と電力調達計画を提出する。
The electric power wide area
気象情報会社122は、天候、温度(最高気温、最低気温を含む)、降水量、積雪量、湿度、気圧、風向、風速、日照時間等の現在および予報にかかる気象情報をインターネットや、通信回線等を用いて新電力事業者に設置された電力需給管理支援システム101に対し通知する。また、気象情報会社122が決められた場所に保存した気象情報をインターネットや、通信回線等を用いて電力需給管理支援システム101が取りに行く。新電力事業者に設置された電力需給管理支援システム101は、気象情報会社122の気象情報に基づき電力需給量を予測する。
The
自社発電設備123は、新電力事業者が所有する発電設備又は蓄電設備であり、例えば自社用バックアップ電源装置、太陽光発電装置、風力発電装置、燃料電池、火力発電装置、蓄電池などが該当する。自社発電設備123は、電力供給日の電力調達計画に応じて、発電を行う。自社発電設備123が発電した電力は、一般送配電事業者130の送配電ネットワークを介して需要家131〜136へ供給される。
The in-house
相対契約による電力供給事業者124は、新電力事業者と専用契約(相対契約という)している電力供給事業者である。相対契約による電力供給事業者124は、当該事業者が所有する発電設備又は蓄電設備により電力供給を行う。新電力事業者は、相対契約による電力供給事業者124が発電した電力を相対契約に基づく単価で買い取る。そして、相対契約による電力供給事業者124が発電した電力は、一般送配電事業者130を介して新電力事業者と契約した需要家131〜136へ供給される。
The
他の小売電気事業者125は、新電力事業者と同様に、需要家に対して電力の供給を行う事業者である。電力需給管理支援システム101は、他の小売電気事業者125と通信を行い、他の小売電気事業者125の電気の需給状況を監視する。そして、新電力事業者の電力供給が不足した場合には、他の小売電気事業者125へ余剰電力の買い取り依頼をし、新電力事業者の電力供給が過剰となった場合には、他の小売電気事業者125へ余剰電力の転売依頼をする。
Other
電力取引サイト126は、電力の取引を行うサイトである。電力取引サイト126では、所属する電力供給事業者間で電力の取引を行う。電力取引サイト126は、新電力事業者からの電力の販売にかかる入札を受け付け電力の売買の仲介を行うためのサイトであり、JEPX126のようなインターネットに接続されたWEBサイトや、通信にて電力の売買を仲介する電力取引仲介場などが該当する。新電力事業者の電力供給が不足した場合には、電力取引サイト126を介して電力を買い取り、新電力事業者の電力供給が過剰となった場合には、電力取引サイト126を介して余剰電力を転売する。
The
一般送配電事業者130は、新電力事業者との託送契約に基づいて、新電力会社が自社発電設備123、相対契約による電力供給事業者124、他の小売電気事業者125、又は電力取引サイト126より調達した電力を新電力事業者と契約した需要家131〜136に対して、送電する。一般送配電事業者130は、電圧階級に応じた送配電ネットワークを利用して、電力を送電しても良い。例えば、特高/高圧レベルと、低圧レベルとに分けて送電を行う。ここで、契約電力が特高/高圧の需要家を特高/高圧需要家131〜133、契約電力が低圧の需要家を低圧需要家134〜136とする。特高/高圧の需要家131〜133は、特高または高圧で受電した電力を使用する電力需要家であり、工場、ビル等がこれに該当する。特高/高圧需要家131〜133にて使用された電力は、通信機能付き電力量計(いわゆるスマートメータ)にて測定され、単位時間毎(例えば30分毎)の使用電力量として、一定のタイミングで、一般送配電事業者130が収集する。低圧需要家134〜136は、低圧で受電した電力を使用する電力需要家であり、一般家庭等がこれに該当する。低圧需要家134〜136にて使用された電力は、通信機能付き電力量計(いわゆるスマートメータ)にて測定され、単位時間毎(例えば30分毎)の使用電力量として、一定のタイミングで一般送配電事業者130が収集する。また、一般送配電事業者は、各需要家131〜136の需要量の実績を30毎の実績データとして収集する。各需要家131〜136の実績データは、需給管理システムが取得する。または顧客情報管理システム部が取得する場合もある。
Based on a consignment contract with a new electric power company, the general power transmission /
(電力需給管理支援システム101の構成)
次に、電力需給管理支援システム101の構成について図2を参照して説明する。電力需給管理支援システム101は、所定時間帯におけるインバランスの算出及び解消を行う。電力需給管理支援システム101は一例として、操作部201、表示部202、記憶部203、第1の通信部204、第2の通信部205、第3の通信部206、情報取得部207、前日電力予測部208、直前電力予測部209、差分電力量算出部210、報知部211、制御部200からなるものとする。
(Configuration of power supply and demand management support system 101)
Next, the configuration of the power supply and demand
図2において、ブロックにて表現されている情報取得部207、前日電力予測部209、直前電力予測部209、差分電力量算出部210、報知部211は、CPUである制御部200により実現されていてもよい。それだけでなく、各々コンピュータのような個別のハードウェアにて実現されていてもよいし、コンピュータプログラムとしてパーソナルコンピュータ等に実装されているものであってもよい。
In FIG. 2, an
操作部201は、パーソナルコンピュータのキーボード等により構成され、オペレータの操作によりコマンド等が入力されるのに使用される。操作部201は、オペレータの手動によるインバランス解消処理等、オペレータの作業が必要な場合に使用される。
The
表示部202は、液晶表示器等により構成され、オペレータの作業が必要な場合に、使用されオペレータの指示に対応したデータ等の表示を行う。また、インバランスが発生した際に、後述する報知部によるアラートが表示される。
The
記憶部203は、不揮発性のRAMのような半導体メモリ等により構成され、電力調達計画等を記憶する。電力調達計画は、電力供給日の所定時間帯を含む各時間帯における予測需要電力量、および電源毎の供給電力量に関するデータである。当該電力調達計画は、事前の電力調達計画として例えば前日の24:00までに算出される。
The
情報取得部207は、以下の(a)〜(b)の情報を取得する。
(a) 需要家131〜136の実績データ。
(b) 第1の通信部204を介した気象情報会社122からの気象情報。
The
(a) Actual data of consumers 131-136.
(b) Weather information from the
情報取得部207は、実績データ取得部102と接続される。情報取得部207は、実績データ取得部102と接続され、実績データ取得部102が収集した需要家131〜136の実績データを取得する。実績データは、前日または前々日における所定時間帯の予測需要電力量と、所定時間の直前における所定時間帯の予測需要電力量の予測に用いることができる。
The
実績データ取得部102は、新電力事業者と契約した需要家131〜136の30分毎の実績データを取得する。実績データ取得部102は、需要家131〜136に対して実際に送配電を行う一般送配電事業者とネットワークを介して接続され、一般送配電事業者130から伝送される30毎の実績データを取得する。実績データ取得部102は、取得した実績データを実績データ用DB102aに記憶する。実績データ用DB102aは、対象となる需要家131〜136を契約電力の区分に応じてグループ分けし、需要家131〜136毎の実績データだけでなく、契約電力の区分に応じたグループにおける実績データを算出し、記憶しても良い。
The performance
第1の通信部204は、インターネット、携帯電話回線、電話回線、有線および無線の専用通信に対応したインタフェース回路等により構成され、気象情報会社122との通信を行う。電力需給管理支援システム101は、第1の通信部204により、気象情報を気象情報会社122から取得し、前日または前々日における所定時間帯の予測需要電力量と、所定時間の直前における所定時間帯の予測需要電力量の予測に用いることができる。
The
前日電力予測部208は、情報取得部207により取得された需要家131〜136の実績データと気象情報に基づいて所定時間帯の需要電力予測を行う。前日電力予測部208での予測は、所定時間帯の前日行われる。前日電力予測部208では、所定時間帯の需要電力予測だけでなく、所定時間帯を含む日の需要電力予測をしても良い。所定時間帯を含む日の需要電力予測をした場合は、その1日分の需要電力予測を基に所定時間帯を含む日の電力調達計画を作成する。作成した所定時間帯を含む日の電力調達計画は、事前の電力調達計画として、第2の通信部205に伝送される。
The previous day
第2の通信部205は、インターネット、携帯電話回線、電話回線、有線および無線の専用通信に対応したインタフェース回路等により構成され、電力広域的運営推進機関121との通信を行う。電力需給管理支援システム101は、第2の通信部205により、電力広域的運営推進機関121に対して所定時間帯を含む電力供給日の電力調達計画を提出する。
The
直前電力予測部209は、情報取得部207により取得された需要家131〜136の実績データと気象情報に基づいて所定時間帯の需要電力予測を行う。直前電力予測部209は、所定時間帯の直前に、所定時間帯の予測を行う。ここで、所定時間帯の直前とは、例えば、所定時間帯の開始時刻の1時間半前である。所定時間帯の開始時刻の1時間前には、JEPX126での所定時刻における電力の入札が締め切られる。そのため、入札処理等に係る時間を勘案し、所定時間帯の直前である1時間半前に電力需要の予測を行う。
The immediately preceding
差分電力量算出部210は、所定時間帯の電力供給量と、所定時間帯の直前の予測需要電力量に関するデータ(以降「同時同量データ」と呼ぶ)から、インバランスの有無を算出する。所定時間帯の電力供給量は、前日電力予測部208で予測した所定時間帯の電力需要量を基に算出したものである。インバランスの有無は、所定時間帯の電力供給量に対する所定時間帯の直前の予測需要電力量の誤差率で算出する。誤差率αは、以下の式(1)で算出する。
[式1]
差分電力量算出部210は、例えば、誤差率αが3%以上の場合にはインバランスがあると判定し、3%未満の場合にはインバランス無し、と判定する。所定時間帯の電力供給量は、例えば、前日の24:00までに作成した電力調達計画で計画した電力供給量である。また、電力調達計画を提出後に修正した場合には、最新の所定時間帯の電力供給量を用いても良い。
The difference power
[Formula 1]
For example, the difference power
報知部211は、差分電力量算出部210においてインバランスが有ると判定された場合にて、ユーザーに対して報知を行う。報知部211による報知の方法としては、表示部202対してインバランスの発生を知らせるアラート表示指示を出力する。
The
電力需給管理支援システム101は、インバランスが有ると判定された場合に、ユーザーからのインバランス解消処理を受け付ける。インバランス解消処理は、操作部201を介して、電力需給管理支援システム101に対して入力される。インバランス解消処理とは、自社発電設備に対する発電量の増加/減少の指示、相対契約による電力供給事業者124に対する発電量の増加/減少の要請、JEPX126を介した電力の調達/余剰販売、他小売電気事業者の余剰電力の購入/余剰分の転売の依頼である。
When it is determined that there is an imbalance, the power supply and demand
第3の通信部206は、インターネット、携帯電話回線、電話回線、有線および無線の専用通信に対応したインタフェース回路等により構成され、自社発電設備123、相対契約による電力供給事業者124、JEPX126、他の小売電気事業者との通信を行う。電力需給管理支援システム101は、第3の通信部206を介して、自社発電設備、相対契約による電力供給事業者124、JEPX126、または、他小売電気事業者へインバランス解消処理を伝送する。
The
[電力需給管理支援システムの制御動作]
次に、本実施形態の動作を図3に示すプログラムのフロー図に基づき説明する。図3に示すプログラムは、本実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムであり、電力需給管理支援システム101の制御部200に格納されている。
[Control operation of power supply and demand management support system]
Next, the operation of the present embodiment will be described based on the program flowchart shown in FIG. A program shown in FIG. 3 is a program for a power supply / demand management support system according to the present embodiment, and is stored in the
所定時間帯を含む日の前日に、電力予測部209は、情報取得部207により取得された情報に基づいて所定時間帯の需要電力予測を行う(S101)。所定時間帯を含む日の前日であれば、時間帯は問わない。例えば、事業者は、電力供給を実施する前日に、当日の発電及び送電計画を含む電力調達計画に、所定時間における需要電力予測を行うが、この需要電力予測を流用しても良い。
On the day before the day including the predetermined time period, the
次に、所定時間帯の直前に需要電力予測を行う(S102)。例えば、電力販売の入札は、電力が使用される時刻の1時間より前であるとJEPX126との間で事前に取り決めがなされている場合、販売対象となる電力が使用される時間帯の1時間前までに入札を完了しなくてはならない。入札処理等の時間を勘案し、所定時間帯の1時間半前に需要電力予測を行っても良い。
Next, power demand prediction is performed immediately before the predetermined time period (S102). For example, in the case of bidding for electric power sales, if it is agreed in advance with
次に、差分電力量の算出を行う(S103)。差分電力量の算出は、所定時間帯の電力供給量に対する所定時間帯の直前の予測需要電力量の誤差率αの値を基に算出する。算出した誤差率αが3%以上の場合には、インバランスがあると判定する(S104のYES)。そして、表示部202にアラートを表示させる(S105)。一方、算出した誤差率αが3%未満の場合にはインバランス無し、と判定する(S104のNO)。 Next, the difference electric energy is calculated (S103). The difference power amount is calculated based on the value of the error rate α of the predicted demand power amount immediately before the predetermined time period with respect to the power supply amount in the predetermined time period. When the calculated error rate α is 3% or more, it is determined that there is an imbalance (YES in S104). Then, an alert is displayed on the display unit 202 (S105). On the other hand, when the calculated error rate α is less than 3%, it is determined that there is no imbalance (NO in S104).
[効果]
以上のように、電力需給管理支援システム101は、所定時間帯の予測需要電力量を2つの異なる時刻で予測する前日電力予測部208と直前電力予測部209とを備える。そして、所定時間帯の電力供給量と、予測需要電力量とのギャップであるインバランスがあるかどうかの判定を行う。インバランスが発生する場合には、アラートを出力することで、ユーザーによるインバランスの解消を支援する。
[effect]
As described above, the power supply and demand
このような電力需給管理支援システム101では、所定時間帯における前日に予測した需要電力量に基づいた供給電力量と、実際の需要電力量との間にギャップがあったとしても、所定時間帯の直前に需要電力量を予測することで、そのギャップであるインバランスを算出することができる。そして、インバランスの解消の支援を行う。つまり、逐次監視しなくても、ユーザーはインバランスの発生を知ることが可能となる。また、インバランスを解消する処理としてアラートよるユーザーへの報知という方法を採用することで、ユーザーのニーズに対応したシステムとなる。すなわち、報知を受けたユーザーは、インバランスを解消するために、状況に応じて自社発電設備に対する発電量の増加/減少の指示、相対契約による電力供給事業者124に対する発電量の増加/減少の要請、JEPX126を介した電力の調達/余剰販売、他の小売電気事業者125の余剰電力の購入/余剰分の転売の依頼などの選択肢を採用することが可能となる。
In such a power supply and demand
本実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。例えば、次の(1)〜(6)の様々な形態で実施されることが可能である。 This embodiment is presented as an example and is not intended to limit the scope of the invention. For example, the present invention can be implemented in the following various forms (1) to (6).
(1)本実施形態の電力需給管理支援システム101は、自社発電設備123、相対契約電源124、他の小売電気事業者125、JEPX126と接続され、各々を介して電力の補填/余剰電力の削減を可能とした。しかしながら、電力需給管理支援システム101は、必ずしも、自社発電設備123、相対契約電源124、他の小売電気事業者125、JEPX126の全てと接続されていなくても良く、いずれかと接続されていればよい。その場合においても、インバランスを算出した場合に、アラートを出力することで、ユーザーによるインバランスの解消を支援することが可能となる。
(1) The power supply and demand
(2)本実施形態の情報取得部207は、一般送配電事業者130から伝送される30毎の実績データを取得した。一般送配電事業者130において、特高/高圧需要家131〜133の実績データと低圧需要家134〜136の実績データとの送信時間に差を付ける場合がある。これは、特高/高圧需要家131〜133の実績データと低圧需要家134〜136の実績データの収集方法やデータ量の違いに起因する。低圧需要家134〜136の使用電力量にかかるデータは、多くの中継箇所を経由するため、特高/高圧需要家131〜133の使用電力量にかかるデータに比べ、一般送配電事業者130までにデータが到着するのに時間を要するものとなっている。この様な場合には、実績データ収集部102は、特高/高圧需要家131〜133の実績データと低圧需要家134〜136の実績データとの時間軸を揃えて、実績データ用DBに記憶する。これにより、直前電力予測部209では、時間軸を揃えた特高/高圧需要家131〜133の実績データと低圧需要家134〜136の実績データとにより、所定時間帯の電力需要量の予測を行うことが可能となる。受信した実績データの時間軸がずれていた場合にでも、時間軸を揃えたデータを用いて予測を行っているので、より正確に使用される電力の傾向を知ることができ、予測需要電力量の予測精度を上げることができる。
(2) The
(3)本実施形態では、実績データ取得部102が一般送配電事業者130から需要家131〜136の電力の実績データを取得した。しかしながら、実績データは、一般送配電事業者130から直接取得しなくても良い。例えば、顧客情報管理システム(CIS)から実績データを取得することもできる。顧客情報管理システム(CIS)は、一般送配電事業者130から実績データを取得し、新電力事業者と契約した需要家の管理、需要家の実績データの取りまとめを行う。顧客情報管理システム(CIS)から実績データを取得した場合においても、インバランスを算出した場合にアラートを出力することで、ユーザーによるインバランスの解消を支援することが可能となる。
(3) In the present embodiment, the record
(4)本実施形態では、前日電力予測部208において、所定時間帯の前日に所定時間帯における需要電力量の予測を行った。しかしながら、前日電力予測部208で予測する時刻は、所定時間帯の前日の時刻に限らず、例えば、前々日や1週間前でも良い。本実施形態では、前々日や1週間前に行った所定時間帯の予測電力需要量に基づいて送電を行った場合にでも、所定時間帯の直前における予測電力需要量に基づいてインバランスの発生を算出することができる。そして、算出結果に基づいてインバランスの解消の支援を行うことができ、本実施形態と同様の効果を奏することが可能となる。
(4) In the present embodiment, the previous day
(5)さらに、前日電力予測部208において予測する時刻は、直前電力予測部209において予測する時刻より過去であれば、所定時間帯を含む日の当日でも良い。この場合おいても、前日電力予測部208が予測した予測需要量に基づいて送電を行い、所定時間帯の直前における予測電力需要量に基づいてインバランスの発生を算出する。そして、算出結果に基づいてインバランスの解消の支援を行うことができ、本実施形態と同様の効果を奏することが可能となる。
(5) Furthermore, as long as the time predicted by the previous day
(6)本実施形態では、直前電力予測部209において、所定時間の1時間半前に需要電力量の予測を行った。しかしながら、直前電力予測部209で予測する時刻は、所定時間帯の1時間半前に限らない。現状、JEPX126では、所定時間帯の開始時刻の1時間前に所定時刻における電力の入札が締め切られる。電力の入札の締め切り時間が30分となった場合には、変更した締切時間に合わせて需要電力量の予測を行っても良い。さらに、インバランスの解消するためにJEPX126での電力の取引を利用しない場合には、JEPX126での電力の入札の締め切り時間を考慮する必要はない。
(6) In the present embodiment, the immediately preceding
[第2実施形態]
以下、図面を参照して本発明の第2実施形態を説明する。第2実施形態における電力需給管理支援システム101は、JEPX126と接続される。電力需給管理支援システム101インバランスを算出した場合の解消方法として、JEPX126を介した電力の補填/余剰電力の削減により、電力供給量の調整を可能とする。
[Second Embodiment]
The second embodiment of the present invention will be described below with reference to the drawings. The power supply and demand
2016年4月に電力の小売り全面自由化を迎え、それに伴ってJEPX126にて開設している4時間前市場が廃止され、新たに1時間前市場が開設された。この1時間前市場はザラバ方式であることから市場に出ている札を見ながら必要に応じて入札するといった作業が必要となる。本実施形態では、インバランスの解消の為に、ザラバ方式を採用するJEPX126を利用した電力供給量の調整を可能とする。
With the full liberalization of retailing of electricity in April 2016, the four-hour market opened at JEPX126 was abolished, and a new one-hour market was opened. Since this one-hour-old market is the Zaraba system, it is necessary to make a bid as needed while looking at the bills on the market. In the present embodiment, the power supply amount can be adjusted using the
[構成]
図4に示すように、第2実施形態における電力需給管理支援システム101は、第1実施形態の電力需給管理支援システム101の報知部211に代えて、入札部212を備える。また、情報取得部207は、以下の(a)〜(c)の情報を取得する。
(a) 実績データ取得部102が取得した需要家131〜136の実績データ。
(b) 第1の通信部204を介した気象情報会社122からの気象情報。
(c) JEPX126からの入札実績/入札の札情報
[Constitution]
As shown in FIG. 4, the power supply and demand
(a) Actual data of the
(b) Weather information from the
(c) Bid results from JEPX126 / Bid tag information
入札部212は、差分電力量算出部210において所定時間帯にインバランスが有ると判定された場合に、インバランスの解消を目的として入札を実施する。入札部212は、供給電力量が不足することでインバランスが発生する場合には、インバランスを解消するために必要な量の買い入札を実施する。一方、供給電力量が過剰となりインバランス発生した場合には、インバランスを解消するために必要な量の売り入札を実施する。入札部212は、入札量算出部212a、札情報取得部212b、入札実施部212cを備える。
When the difference power
入札量算出部212aは、インバランスを解消するために必要な入札量の算出を行う。入札量は、所定時間帯の電力供給量と所定時間帯の直前の予測需要電力量との差分により算出する。例えば、所定時間帯12:00〜12:30における電力供給量がWT25(kWh)=4000kWhであり、所定時間帯12:00〜12:30の直前の予測需要電力量がWP28(kWh)=5000kWhであるとする。入札量算出部212aは、所定時間帯12:00〜12:30における電力供給量と、直前の予測需要電力量との差であるWDEF25(kWh)=1000kWhを算出する。入札量算出部212aは、インバランスを解消するためには買い入札量として1000kWhが必要であると算出する。
The bid
札情報取得部212bは、ザラバ方式を採用するJEPX126の入札の札情報を取得する。ザラバ方式では、最も低い値段の売り入札と最も高い値段の買い入札とが、値段的に合致する場合に合致した値段で売買取引を行う方式である。札情報取得部212bは、情報取得部207を通じてJEPX126の買い入札/売り入札の札情報の取得を行う。札情報の取得は、数秒から数分間隔の定周期で行う。
The tag
入札実施部212cは、入札量算出部212aで算出した入札量の買い入札/売り入札を実施する。入札価格は、予め設定した価格でも良いし、入札量を算出した時点におけるJEPX126における札情報に応じ設定した価格でも良い。例えば、買い入札の場合には最安値の売り札と同額を入札価格とし、売り入札の場合には最高値の買い入札と同額を入札価格としても良い。既に、板にある札の価格を入札価格とすることで、確実に約定を行うことが可能となる。入札実施部212cが出力した入札/売り入札は、第3の通信部を介して、JEPX126に対して伝送される。
The
[電力需給管理支援システム101の制御動作]
次に、本実施形態の動作を図5に示すプログラムのフロー図に基づき説明する。図5に示すプログラムは、本実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムであり、電力需給管理支援システム101の制御部200に格納されている。
[Control operation of power supply and demand management support system 101]
Next, the operation of this embodiment will be described based on the program flow diagram shown in FIG. The program shown in FIG. 5 is a program for a power supply / demand management support system according to the present embodiment, and is stored in the
例えば、14:00〜14:30の間に供給される供給電力の補填や、余剰電力の削減は、JEPX126を通じて行うものとする。JEPX126では、14:00〜14:30における電力の入札は、13:00に締め切られる。そのため、直前需要電力予測部209では、1時間半前に14:00〜14:30の間の電力需要の予測を行うものとする。
For example, supply power supplied between 14:00:00 and 14:30 and reduction of surplus power are performed through JEPX126. In JEPX126, the bid for power at 14:00 to 14:30 is closed at 13:00. Therefore, the power
14:00〜14:30に供給される供給電力量は、前日に前日電力予測部208により予測された14:00〜14:30の予測電力需要量より算出される(S201)。そして、14:00の1時間30分前である12:30には、14:00〜14:30の予測電力需要の予測が行われる(S202)。次に、14:00〜14:30における供給電力量と予測電力量との値を基に誤差率αを算出し、インバランスの有無の算出を行う(S203,S204)。
The supply power amount supplied from 14:00:00 to 14:30 is calculated from the predicted power demand amount from 14:00:00 to 14:30 predicted by the previous day
インバランスがあると判定された場合には、入札量算出部212aが、インバランスを解消するために必要な入札量の算出を行う(S205)。例えば、インバランスを解消するためには買い入札量として1000kWhが必要と算出する。入札実施部212cは、12:30時点のJEPX126での14:00〜14:30における札情報を取得(S206)する。12:30時点で、14:00〜14:30の最安値の売り札として価格10.18で4000kWhである場合には、1000kWhを価格10.18で買う入札を実施する(S208)。
If it is determined that there is an imbalance, the bid
[効果]
以上のように、電力需給管理支援システム101は、インバランスが発生した場合には、JEPX126に対して入札を実施することで、インバランスの解消を支援する。つまり、インバランスを解消するための電力の補填/余剰電力の削減を、JEPX126において電力の売買により行う。これにより、新電力事業者が電力を小売りする際の電力供給量の調整を行う。本実施形態では、インバランスの算出からインバランスを解消するための入札の実施までを、自動で行うことが可能である。そのため、オペレータの作業を軽減することができる。
[effect]
As described above, the power supply and demand
本実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。例えば、次の(1)〜(4)の様々な形態で実施されることが可能である。 This embodiment is presented as an example and is not intended to limit the scope of the invention. For example, the present invention can be implemented in the following various forms (1) to (4).
(1)本実施形態では、入札実施部212cが実施する入札の価格を、予め設定した価格または入札量を算出した時点におけるJEPX126における札情報に応じ設定した価格としたが、これに限らない。例えば、所定時間帯を含む日の類似日の入札実績データより予測した入札価格を用いても良い。また、所定時間帯の札情報だけでなく約定結果を収集し、約定結果より最適な入札価格を設定しても良い。
(1) In the present embodiment, the price of the bid executed by the
(2)本実施形態では、入札実施部212cが実施する入札する回数を1回としたか、これに限らない。例えば、図6に示すように、再度の入札の実施を行う再入札実施部212dを設けることもできる。再入札実施部212dは、予め設定された時間内に入札部212が実施した入札が成立しない場合には、再度の入札の実施を行う。再入札実施部212dにおける再入札の場合には、入札実施部212cが設定した入札価格で再入札を実施しても良いし、新たな再入札価格を設定しても良い。予め設定された時間内に入札が成立しない場合の再入札も自動で行うため、オペレータの作業負担を軽減することができる。また、再入札時の価格を変更することで契約が成立する可能性を高めることができる。
(2) In the present embodiment, the number of bids performed by the
(3)また、図7に示すように、入札部212に入札監視部212e、アラーム発生部212fを設けることも可能である。入札監視部212eは、入札実施部212cや再入札実施部212dの入札結果の監視を行う。そして、予め設定された時間内に入札が成立しない場合には、入札不成立と判定する。アラーム発生部212fは、入札不成立の判定がなされた場合に、ユーザーに対する注意喚起を促すアラームを発生させる。アラーム発生部212fによるアラームは、アラームの発生と共に表示部202に表示される「アラーム停止」ボタンが押されるまで連続出力される。予め設定された時間内に入札が成立しない場合に、入札が成立しない旨をオペレータに報知するアラームを発生するアラーム発生部212fを具備しているので、オペレータは入札が成立しない旨を知ることができる。
(3) In addition, as shown in FIG. 7, the
(4)さらに、図7に示すように、入札部212に入札方法切替部212g、手動入札実施部212hを設けることも可能である。入札方法切替部212gは、入札監視部212eにおいて入札不成立と判定された場合に、入札方法を自動入札から手動入札への切替えを行う。自動入札とは、入札実施部212cや再入札実施部212dによる入札方法であり、手動入札とはユーザーが入札量及び入札価格の設定を行う入札方法である。手動入札実施部212hは、ユーザーが操作部201を使用して入力した入札量及び入札価格で入札を実施する。予め設定された時間内に自動入札による入札が成立しない場合に、オペレータによるマニュアル動作にて電力の販売入札を行うことが可能であるので、フレキシブルな電力販売の入札を行うことができる。
(4) Further, as shown in FIG. 7, it is possible to provide the
[第3実施形態]
以下、図面を参照して本発明の第3実施形態を説明する。第3実施形態における電力需給管理支援システム101は、自家発電設備と接続される。自家発電設備として発電所a〜eの5つの発電所を有する。電力需給管理支援システム101は、インバランスを算出した場合の解消方法として、自家発電設備による電力の補填/余剰電力の削減により、電力供給量の調整を可能とする。
[Third Embodiment]
The third embodiment of the present invention will be described below with reference to the drawings. The power supply and demand
[構成]
図8に示すように、第3実施形態における電力需給管理支援システム101は、第1実施形態の電力需給管理支援システム101の報知部211に代えて、自社発電量調整部213を備える。
[Constitution]
As illustrated in FIG. 8, the power supply and demand
自社発電量調整部213は、差分電力量算出部208において所定時間帯にインバランスが有ると判定された場合に、インバランスの解消を目的として自社発電設備123における発電量の調整を行う。自社発電量調整部213は、調整量算出部213a、配分計算部213b及び自社発電設備DB213cを備える。
The in-house power generation
調整量算出部213aは、インバランスを解消するために必要な電力量である調整量の算出を行う。調整量算出部213aは、供給電力量が不足することでインバランスが発生する場合には、不足する供給電力量を調整量として算出する。一方、供給電力量が過剰となりインバランス発生する場合には、余剰となる供給電力量を調整量として算出を行う。調整量算出部213aで算出した調整量は、自社発電設備全体で調整すべき量である。例えば、所定時間帯12:00〜12:30における電力供給量がWT25(kWh)=4000kWhであり、所定時間帯12:00〜12:30の直前の予測需要電力量がWP28(kWh)=5000kWhであるとする。自社発電量調整部213は、所定時間帯12:00〜12:30における電力供給量と、直前の予測需要電力量との差であるWDEF25(kWh)=1000kWhを算出する。自社発電量調整部213は調整量を+1000kWhとする。これは、インバランスを解消するために、自社発電機設備123全体で発電量を調整し、1000kWh増加させる必要があることを示す。
The adjustment amount calculation unit 213a calculates an adjustment amount that is an amount of power necessary to eliminate imbalance. The adjustment amount calculation unit 213a calculates the insufficient supply power amount as the adjustment amount when imbalance occurs due to the supply power amount being insufficient. On the other hand, when the supply power amount becomes excessive and imbalance occurs, the excess supply power amount is calculated as the adjustment amount. The adjustment amount calculated by the adjustment amount calculation unit 213a is an amount to be adjusted in the entire in-house power generation facility. For example, the power supply amount in a predetermined time zone 12: 0 to 12:30 is WT25 (kWh) = 4000 kWh, and the predicted demand power amount immediately before the predetermined time zone 12: 0 to 12:30 is WP28 (kWh) = 5000 kWh. Suppose that The in-house power generation
配分計算部213bは、自社発電量調整部213で算出した調整量を自社発電機設備に配分する。調整量の配分は、配分計算部213bが備える自社発電設備DB213cに基づいて行う。自社発電設備DB213cは、自家発電設備である発電所A〜Eについての所定時間帯における発電可能量、予定発電量、所定時間帯の発電コストが記憶される。図9は、その一例を示す。図9に示す、発電可能量は、所定時間帯12:00〜12:30に出力可能な電力量である。予定発電量は、電力調達計画に基づいた所定時間帯12:00〜12:30で予定された発電量である。電力調達計画の所定時間帯12:00〜12:30における電力供給量がWT25(kWh)=4000kWhである場合、予定発電量は、発電所Aで720kWh、発電所Bで640kWh、発電所Cで1040kWh、発電所Dで1440kWh、発電所Eで160kWhであり、発電所A〜Eで合計4000kWhとなる。発電コストは、所定時間帯12:00〜12:30における各発電所における発電コストであり、P1<P2<P3<P4<P5とする。配分計算部213bは、自社発電設備DB213cを参照し、自社発電量調整部213で算出した調整量を自社発電機設備に配分する。任意の方法により配分が可能であるが、発電コストが安い発電所から優先的に調整量を配分しても良い。最も優先的に発電所D、発電所E、発電所C・・・の順に調整量を配分する。調整量が+1000kWhである場合、発電所Dに対する調整量を+160kWh、発電所Eに対する調整量を+40kWh、発電所Cに対する調整量を740kWhと配分する。配分計算部213bは、配分した発電所A〜Cに対する調整量は、第3の通信部206を介して各発電所に対して伝送される。各発電所では、所定時間になったら調整量を加えた予定発電量の発電を実施する。
The
[電力需給管理支援システム101の制御動作]
次に、本実施形態の動作を図10に示すプログラムのフロー図に基づき説明する。図10に示すプログラムは、本実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムであり、電力需給管理支援システム101の制御部200に格納されている。
[Control operation of power supply and demand management support system 101]
Next, the operation of the present embodiment will be described based on the program flowchart shown in FIG. The program shown in FIG. 10 is a program for a power supply / demand management support system according to the present embodiment, and is stored in the
例えば、時間帯12:00〜12:30の自家発電設備による電力の補填/余剰電力を行うための調整量の伝送は、電力供給が開始される15分前である11:45に実施されるものとする。つまり、11:45になると、各発電所に対して調整量が伝送される。また、直前需要電力予測部では、11:30に12:00〜12:30の間の電力需要の予測を行うものとする。 For example, transmission of the adjustment amount for performing power supply / surplus power by the private power generation facility in the time zone 12: 0 to 12:30 is performed at 11:45, 15 minutes before the power supply is started. Shall. That is, at 11:45, the adjustment amount is transmitted to each power plant. Moreover, in the last demand power prediction part, the power demand between 12:00:00 and 12:30 is predicted at 11:30.
12:00〜12:30に供給される供給電力量は、前日に前日電力予測部209により予測された12:00〜12:30の予測電力需要量より算出される(S301)。そして、12:00の30分前である11:30には、12:00〜12:30の予測電力需要の予測が行われる(S302)。次に、12:00〜12:30における供給電力量と予測電力量との値を基に誤差率αを算出し、インバランスの有無の算出を行う(S303,S304)。
The supplied power amount supplied from 12:00:00 to 12:30 is calculated from the predicted power demand amount of 12:00:00 to 12:30 predicted by the previous day
インバランスがあると判定された場合には、自社発電量調整部213がインバランスを解消するために必要な調整量の算出を行う(S305)。例えば、インバランスを解消するためには調整量+1000kWhが必要と算出する。配分計算部213bは、算出した調整量を基に発電所Dに対する調整量を+160kWh、発電所Eに対する調整量を+40kWh、発電所Cに対する調整量を740kWhと配分する(S306)。配分計算部213bは、配分した発電所a〜cに対する調整量は、第3の通信部を介して各発電所に対して伝送される。
If it is determined that there is an imbalance, the in-house power generation
[効果]
以上のように、電力需給管理支援システム101は、インバランスが発生した場合には、自家発電設備による電力の補填/余剰電力の削減することで、インバランスの解消を支援する。つまり、インバランスを解消するための電力の補填/余剰電力の削減を、家発電設備による供給量を増減させることで行う。これにより、新電力事業者が電力を小売りする際の電力供給量の調整を行う。本実施形態では、インバランスの算出からインバランスを解消するための調整値の配分までは、自動で行うことが可能である。そのため、オペレータの作業を軽減することができる。
[effect]
As described above, when an imbalance occurs, the power supply and demand
本実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。本実施形態では、調整量を発電コストが安い発電所を優先して配分したがこれに限らない。例えば、環境への影響を考慮した配分方法を採用しても良い。この場合には、再生可能エネルギーを利用した発電所に対して優先的に、調整量を配分することもできる。 This embodiment is presented as an example and is not intended to limit the scope of the invention. In the present embodiment, the adjustment amount is preferentially allocated to a power plant with a low power generation cost, but is not limited thereto. For example, a distribution method that considers the influence on the environment may be adopted. In this case, the adjustment amount can also be allocated with priority to the power plant using renewable energy.
[変形例1]
本実施形態では、電力需給管理支援システム101と接続する自社発電設備123の発電量を調整することで、電力供給量の調整しインバランスの解消を図った。本変形例は、電力需給管理支援システム101は、自社発電設備123に代えて相対契約電源124と接続する。電力需給管理支援システム101は、相対契約による電力供給事業者124に対して発電量の増加の要請/発電量の減少の要請をすることで、電力供給量を調整しインバランスの解消を図る。
[Modification 1]
In the present embodiment, by adjusting the power generation amount of the in-house
図11に示すように、本変形例における電力需給管理支援システム101は、第3実施形態の電力需給管理支援システム101の自社発電設備DB213cに代えて相対電源DB214cを備える。相対電源DB214cは、相対電源である発電所F〜Hについての所定時間帯における発電可能量、予定発電量、所定時間帯の発電コストが記憶される。図12は、その一例を示す。図12に示す、発電可能量は、所定時間帯12:00〜12:30に出力可能な電力量である。予定発電量は、電力調達計画に基づいた所定時間帯12:00〜12:30で予定された発電量である。電力調達計画の所定時間帯12:00〜12:30における電力供給量がWT25(kWh)=4000kWhである場合、予定発電量は、発電所Eで2000kWh、発電所Fで1500kWh、発電所Gで500kWh、発電所E〜Gで合計4000kWhとなる。発電コストは、所定時間帯12:00〜12:30における各発電所における発電コストであり、P6<P7<P8とする。
As shown in FIG. 11, the power supply and demand
調整量算出部214aは、インバランスを解消するために必要な電力量である調整量の算出を行う。例えば、調整量+1000kWhを算出する。配分計算部213bは、相対発電量調整部214で算出した調整量を相対電源に対して配分する。調整量の配分は、配分計算部が備える相対電源DB214cに基づいて行う。例えば、発電コストが安い相対電源から優先的に焚き増しの要請を行っても良い。この場合、相対電源Eに対して1000kWhの焚き増しの要請を行う。
The adjustment
以上のような変形例1においては、電力需給管理支援システム101は、インバランスが発生した場合には、相対電源に対して電力の補填/余剰電力を要請することで、インバランスの解消を支援する。つまり、インバランスを解消するための電力の補填/余剰電力の削減を、相対電源からの供給量の増減により行う。これにより、新電力事業者が電力を小売りする際の電力供給量の調整を行う。本実施形態では、インバランスの算出からインバランスを解消するための調整値の配分までは、自動で行うことが可能である。そのため、オペレータの作業を軽減することができる。
In the first modification as described above, the power supply and demand
[第4実施形態]
以下、図13を参照して本発明の第4実施形態を説明する。電力需給管理支援システム101は、インバランスを算出した場合の解消方法として、第1〜第3実施形態のように電力供給量を調整するのではなく、電力需要量を調整することで、インバランスの解消を図る。
[Fourth Embodiment]
Hereinafter, a fourth embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. The power supply and demand
[構成]
図13に示すように、第4実施形態における電力需給管理支援システム101は、第1実施形態の電力需給管理支援システム101の報知部211に代えて、デマンドレスポンス要求部215を備える。
[Constitution]
As illustrated in FIG. 13, the power supply / demand
デマンドレスポンス要求部215は、差分電力量算出部208において所定時間帯にインバランスが有ると判定された場合に、インバランスの解消を目的として需要家131〜136に対して需要量の削減要求を行う。デマンドレスポンス要求部215は、調整量算出部215a、及びデマンドレスポンス実施部215bを備える。
The demand
調整量算出部215aは、需要電力量が大きくインバランスが発生する場合には、供給量に対して過剰となる需要電力量を調整値として算出する。例えば、所定時間帯18:00〜18:30における電力供給量がWT25(kWh)=4000kWhであり、所定時間帯18:00〜18:30の直前の予測需要電力量がWP28(kWh)=5000kWhであるとする。発電量調整部は、所定時間帯18:00〜18:30における電力供給量と、直前の予測需要電力量との差であるWDEF25(kWh)=1000kWhを算出する。発電量調整部は、調整量を1000kWhとする。これは、インバランスを解消するために、デマンドレスポンスを実施することで、需要電力量を1000kWh減少させる必要があることを示す。 When the demand power amount is large and imbalance occurs, the adjustment amount calculation unit 215a calculates the demand power amount that is excessive with respect to the supply amount as an adjustment value. For example, the power supply amount in a predetermined time zone 18: 00 to 18:30 is WT25 (kWh) = 4000 kWh, and the predicted demand power amount immediately before the predetermined time zone 18: 00 to 18:30 is WP 28 (kWh) = 5000 kWh. Suppose that The power generation amount adjustment unit calculates WDEF25 (kWh) = 1000 kWh, which is the difference between the power supply amount in the predetermined time zone 18: 00 to 18:30 and the predicted demand power amount immediately before. The power generation amount adjustment unit sets the adjustment amount to 1000 kWh. This indicates that it is necessary to reduce the amount of power demand by 1000 kWh by executing demand response in order to eliminate imbalance.
デマンドレスポンス実施部215bは、調整量算出部215aで算出した調整量に基づいて対象となる需要家131〜136に対して所定時間帯のデマンドレスポンスを要求する。デマンドレスポンスの要求は、第3の通信部を介して各需要家に対して伝送される。各需要家では、所定時間になったらデマンドレスポンスの要求に応じ需要量の削減を行う。
The demand
[電力需給管理支援システム101の制御動作]
次に、本実施形態の動作を図14に示すプログラムのフロー図に基づき説明する。図14に示すプログラムは、本実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムであり、電力需給管理支援システム101の制御部200に格納されている。
[Control operation of power supply and demand management support system 101]
Next, the operation of the present embodiment will be described based on the program flowchart shown in FIG. The program shown in FIG. 14 is a program for a power supply / demand management support system according to the present embodiment, and is stored in the
例えば、18:00〜18:30に供給される供給電力量は、前日に前日電力予測部209により予測された18:00〜18:30の間の予測電力需要量より算出される(S401)。そして、18:00の1時間30分前である16:30には、18:00〜18:30の予測電力需要の予測が行われる(S402)。次に、18:00〜18:30における供給電力量と予測電力量との値を基に誤差率αを算出し、インバランスの有無の算出を行う(S403,S404)。
For example, the supply power amount supplied from 18:00:00 to 18:30 is calculated from the predicted power demand amount between 18:00:00 and 18:30 predicted by the previous day
インバランスがあると判定された場合には、発電量調整部がインバランスを解消するために必要な調整量の算出を行う(S405)。例えば、インバランスを解消するためには1000kWhの需要量の削減が必要と算出されたとする。デマンドレスポンス実施部215bは、対象となる需要家に対して、1000kWhの需要量の削減の要求を行う(S406)。
If it is determined that there is an imbalance, the power generation amount adjustment unit calculates an adjustment amount necessary to eliminate the imbalance (S405). For example, suppose that it is calculated that a demand amount of 1000 kWh needs to be reduced in order to eliminate imbalance. The demand
[効果]
以上のように、電力需給管理支援システム101は、インバランスが発生した場合には、デマンドレスポンスを要求することで電力需要量を調整し、インバランスの解消を支援する。本実施形態では、インバランスの算出からインバランスを解消するために必要な削減すべき需要量の算出、さらにデマンドレスポンスの要求まで自動で行うことが可能である。そのため、オペレータの作業を軽減することができる。
[effect]
As described above, when an imbalance occurs, the power supply and demand
本実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。例えば、需要量の削減のみでインバランスを解消することが不可能な場合には、そのことをオペレータに報知する報知部を更に設けても良い。また、デマンドレスポンスを需要家に対して一律に要求するのではなく、優先度に応じて要求しても良い。例えば、時間帯ごとに需要家の優先度を変更することで、効率の良く需要量の削減を実施することが可能となる。 This embodiment is presented as an example and is not intended to limit the scope of the invention. For example, when it is impossible to eliminate imbalance only by reducing the demand amount, a notification unit that notifies the operator of this may be further provided. Moreover, you may request | require a demand response not according to a consumer uniformly but according to a priority. For example, it is possible to efficiently reduce the demand by changing the priority of the consumer for each time period.
[第5実施形態]
以下、図面を参照して本発明の第5実施形態を説明する。第5実施形態における電力需給管理支援システム101は、自社発電設備123、相対契約電源124、JEPX126と接続する。電力需給管理支援システム101がインバランスを算出した場合の解消方法として、自社発電設備123、相対契約電源124、他の小売電気事業者125、JEPX126を介して、電力の補填/余剰電力の削減により、電力供給量の調整を可能とする。また、電力需給管理支援システム101は、デマンドレスポンスにより需要家に対して需要量の削減要求を行い、電力需要量の調整を可能とする。
[Fifth Embodiment]
The fifth embodiment of the present invention will be described below with reference to the drawings. The power supply and demand
[構成]
図15に示すように、第5実施形態における電力需給管理支援システム101は、第1実施形態の電力需給管理支援システム101の報知部211に代えて、入札部212、自社発電量調整部213、相対発電量調整部214、デマンドレスポンス要求部215を備える。更に、コスト計算部216、ギャップ解消方法選択部217を新たに備える。また、情報取得部207は、以下の(a)〜(c)の情報を取得する。
(a) 実績データ取得部102が取得した需要家131〜136の実績データ。
(b) 第1の通信部204を介した気象情報会社122からの気象情報。
(c) JEPX126からの入札実績/入札の札情報
[Constitution]
As shown in FIG. 15, the power supply and demand
(a) Actual data of the
(b) Weather information from the
(c) Bid results from JEPX126 / Bid tag information
コスト計算部216は、入札部212、自社発電量調整部213、相対発電量調整部214、デマンドレスポンス要求部215と接続する。コスト計算部216は、所定時間帯にインバランスが有ると判定された場合に、以下のインバランス解消方法(I)〜(IV)を実施した際のコストを計算する。
(I) 入札部212によるJEPX126を介した電力の調達/余剰販売
(II) 自社発電量調整部213による自社発電設備に対する発電量の増加/減少の指示
(III) 相対発電量調整部214による相対契約による電力供給事業者124に対する発電量の増加/減少の要請
(IV) デマンドレスポンス要求部215による需要量の削減要請
The
(I) Electricity procurement / surplus sales via JEPX126 by
(II) Instruction to increase / decrease the amount of power generated by our own power
(III) A request for an increase / decrease in the amount of power generation to the
(IV) A demand reduction request by the demand
ギャップ解消方法選択部217は、コスト計算部216が計算したインバランス解消方法(I)〜(IV)のコストに基づいて、実施するインバランス解消方法の選択を行う。インバランス解消方法の選択は、最もコストが安い方法を採用しても良い。
The gap elimination
[電力需給管理支援システム101の制御動作]
次に、本実施形態の動作を図16に示すプログラムのフロー図に基づき説明する。図16に示すプログラムは、本実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムであり、電力需給管理支援システム101の制御部200に格納されている。
[Control operation of power supply and demand management support system 101]
Next, the operation of the present embodiment will be described based on the program flowchart shown in FIG. The program shown in FIG. 16 is a program for a power supply / demand management support system according to the present embodiment, and is stored in the
18:00〜18:30に供給される供給電力量は、前日に前日電力予測部209により予測された18:00〜18:30の間の予測電力需要量より算出される(S501)。そして、18:00の1時間30分前である16:30には、18:00〜18:30の予測電力需要の予測が行われる(S502)。次に、18:00〜18:30における供給電力量と予測電力量との値を基に誤差率αを算出し、インバランスの有無の算出を行う(S503,S504)。
The amount of power supplied from 18:00:00 to 18:30 is calculated from the predicted power demand between 18:00:00 and 18:30 predicted by the previous day
インバランスがあると判定された場合には、コスト算出部によりインバランス解消方法(I)〜(IV)のコストの算出を行う(S505)。例えば、インバランス解消方法のうち入札部212によるJEPX126を介した電力の調達/余剰販売のコストが最も安かったとする。ギャップ解消方法選択部217は、最もコストが安かったJEPX126を介した入札を行うことで、インバランスの解消を図る(S506)。一方、インバランス解消方法のうち自社発電量調整部213による自社発電設備に対する発電量の増加/減少の指示のコストが最も安かったとする。その場合には、ギャップ解消方法選択部217は、最もコストが安かった自社発電設備に対する発電量の増加/減少の指示を行うことで、インバランスの解消を図る。
If it is determined that there is an imbalance, the cost calculation unit calculates the costs of the imbalance elimination methods (I) to (IV) (S505). For example, it is assumed that the cost of power procurement / surplus sales via the
[効果]
以上のように、電力需給管理支援システム101は、インバランスが発生した場合には、インバランスを解消するために採りうる方法のコストを算出し、最も安価な方法の選択を行う。本実施形態では、インバランスの算出からインバランスを解消するための最も安価な方法の選択、実施までを自動で行うことが可能である。そのため、オペレータの作業を軽減することができる。
[effect]
As described above, when an imbalance occurs, the power supply and demand
本実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。例えば、次の(1)〜(2)の様々な形態で実施されることが可能である。 This embodiment is presented as an example and is not intended to limit the scope of the invention. For example, the present invention can be implemented in the following various forms (1) to (2).
(1)本実施形態では、ギャップ解消方法選択部217は、コスト計算部216が計算したインバランス解消方法(I)〜(IV)のうち1つのインバランス解消方法を選択したがこれに限らない。例えば、コストが低いインバランス解消方法を2つ選択しても良い。インバランスが大きい場合に、1つのインバランス解消方法では電力供給量の調整を行えない場合がある。その場合には、複数の解消方法を選択することで、大きなインバランスに対しても対応することが可能となる。
(1) In this embodiment, the gap elimination
(2)本実施形態では、ギャップ解消方法選択部217は、コスト計算部216が計算したインバランス解消方法(I)〜(IV)のうち最も安価なインバランス解消方法を選択したがこれに限らない。例えば、ギャップ解消方法選択部217と接続する選択条件記憶部を更に設けても良い。選択条件記憶部は、ギャップ解消方法選択部217がインバランス解消方法の選択を行う際に、考慮すべき条件を記憶する。ギャップ解消方法選択部217では、インバランス解消方法の選択を行う場合には、選択条件記憶部に記憶された条件に基づいて、インバランス解消方法の選択を行う。例えば、インバランスが発生した際に、相対契約電源から500kWh分は優先的に購入しなければならない契約があるとする。この場合には、選択条件記憶部に最優先として「相対契約電源から300kWh分の購入」を記憶させる。ギャップ解消方法選択部217は、インバランスが発生し、1000kWhの供給量を増加させる必要がある場合には、300kWh分は相対契約電源から購入する。そして、残り700kWh分に関しては、コスト計算部216が算出した最も安価なインバランス解消方法を採用しても良い。
(2) In the present embodiment, the gap elimination
[他の実施形態]
いくつかの複数の実施形態を説明したが、これらの実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。
[Other Embodiments]
While several embodiments have been described, these embodiments have been presented by way of example and are not intended to limit the scope of the invention. These embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, replacements, and changes can be made without departing from the spirit of the invention. These embodiments and modifications thereof are included in the invention described in the claims and equivalents thereof as well as included in the scope and gist of the invention.
例えば、次の(1)〜(4)の様々な形態で実施されることが可能である。 For example, the present invention can be implemented in the following various forms (1) to (4).
(1)各実施形態の構成に加えて、新たに電力調達計画を作成する電力調達計画作成部を設けることもできる。図17は、第1実施形態の電力需給管理支援システム101の構成に、電力調達計画作成部218を追加した例である。電力調達計画作成部218は、所定時間帯にインバランスを解消した処理を実施した場合、変更後の供給電力量に基づいた電力調達計画の作成を行う。この実施形態によれば、電力需給管理支援システムによれば、インバランス解消処理を実施し、予め提出した所定時間帯の供給電力量が変更された場合に、電力調達計画を作成するので、オペレータの作業負担を軽減することができる。
(1) In addition to the configuration of each embodiment, a power procurement plan creation unit that newly creates a power procurement plan can be provided. FIG. 17 is an example in which a power procurement
(2)各実施形態の構成に加えて、新たに実績データの補完を行う実績データ補完部を設けることもできる。図18は、第1実施形態の電力需給管理支援システム101の構成に、実績データ補完部103を追加した例である。実績データ補完部103は、実績データ収集部102が収集した実績データにデータ欠損がある場合は、その補完を行う。実績データの補完は、3月21日の18:00〜18:30に実績データの欠損があった場合には、3月20日の18:00〜18:30の実績データで補填する。また、3月21日の17:30〜18:00の実績データで補填しても良い。
(2) In addition to the configuration of each embodiment, a performance data complementing unit that newly supplements performance data can be provided. FIG. 18 is an example in which a result
(3)各実施形態では、情報取得部が気象情報会社122より入手した気象情報に基づいて、電力供給直前に、電力供給を行う所定時間帯の予測電力需要量の予測を行う。情報取得部102は、天候、温度(最高気温、最低気温を含む)、降水量、積雪量、湿度、気圧、風向、風速、日照時間等の気象情報を、気象情報会社122からインターネット回線や電話回線等を用い取得する。直前電力予測部209は、この気象情報を踏まえて所定時間帯の電力需要量の算出を行う。電力の需要は、気象情報に大きく左右される。そのため、その予想に気象情報を用いることで、気象情報を用いない場合と比較して予測の精度を向上させることが可能となる。
(3) In each embodiment, based on the weather information acquired from the
(4)また、各実施形態における直前における所定時間帯の予測需要電力量は、契約電力の区分に応じ電力需要家のグループ毎に、実績データの補完を行うとした。例えば、契約電力が低い低圧電力需要家134〜136の実績データの補完方法として、そのグループへの供給電力量ΣWLと、需要家グループの数n、データ欠損した需要家グループの数xを用いる。補完した低圧需要家グループの重要電力量は、以下の式2で表される。
[式2]
(4) In addition, it is assumed that the predicted demand power amount in a predetermined time zone immediately before each embodiment is supplemented with performance data for each group of power consumers according to the category of contract power. For example, as a complement method actual data is lower contracted power low-voltage power customer 134-136, used the supply power amount .SIGMA.W L to that group, the number n of customer groups, the number x of data missing customer groups . The important power amount of the supplemented low-voltage consumer group is expressed by the following
[Formula 2]
一方、契約電力が高い(特高・高圧(大口))の高圧需要家グループ131〜133の実績データの補完方法として、欠損以外の高圧需要家グループ内の個別需要家データの和が、需要予測電力量を超えている場合、その値で補完し、需要予測電力量を超えていない場合、需要予測電力量で補完しても良い。 On the other hand, as a method of complementing the actual data of high-voltage customer groups 131-133 with high contract power (extra high and high voltage (large)), the sum of individual customer data in the high-voltage customer group other than the deficit is the demand forecast If the amount of power is exceeded, the value may be supplemented, and if the amount of demand predicted power is not exceeded, the amount may be supplemented with demand predicted power.
101…電力需給管理支援システム
102…実績データ取得部
102a…実績データ用DB
103…実績データ補完部
121…電力広域的運営推進機関
122…気象情報会社
123…自社発電設備
124…相対契約電源
125…小売電気事業者
126…JEPX
130…一般送配電事業者
131〜133…特高/高圧需要家
134〜136…低圧需要家
200…制御部
207…情報取得部
208…前日電力予測部
209…直前電力予測部
210…差分電力量算出部
211…報知部
212…入札部
212e…入札監視部
212g…入札方法切替部
212d…再入札実施部
213…自社発電量調整部
213a…調整量算出部
213b…配分計算部
213c…自社発電設備DB
214…相対発電量調整部
214c…相対電源DB
215…デマンドレスポンス要求部
215a…調整量算出部
215b…デマンドレスポンス実施部
216…コスト計算部
217…ギャップ解消方法選択部
218…電力調達計画作成部
101 ... Electric power supply and demand
103 ... Achievement
130 ... General power transmission / distribution companies 131-133 ... High / high-voltage customers 134-136 ... Low-
214 ... Relative power generation
215 ... Demand response request unit 215a ... Adjustment
Claims (23)
前記異なる時刻のうちの最新の時刻で第1の需要電力量の予測を行う需要電力量予測部と、
前記異なる時刻のうちの前記最新の時刻よりも過去の時刻で予測した第2の需要電力量より、前記所定時間帯の電力供給量の算出を行う供給電力量算出部と、
前記電力供給量と前記第1の需要電力量とのギャップを算出する差分電力量算出部と、
前記ギャップを解消するための処理を行うギャップ解消部と、
を有することを特徴とする電力需給管理支援システム。 A power prediction unit that predicts the predicted demand power amount in a predetermined time zone at two different times;
A demand power amount prediction unit that predicts the first demand power amount at the latest time among the different times; and
A supply power amount calculation unit that calculates a power supply amount in the predetermined time period from a second demand power amount predicted at a time earlier than the latest time among the different times;
A differential power amount calculation unit for calculating a gap between the power supply amount and the first demand power amount;
A gap elimination unit that performs processing for eliminating the gap;
A power supply and demand management support system characterized by comprising:
前記最新の時刻よりも過去の時刻は、前記ギャップを解消する日の前日あるいは前々日であることを特徴とする請求項1に記載の電力需給管理支援システム。 The latest time is immediately before the gap is resolved,
2. The power supply and demand management support system according to claim 1, wherein the time before the latest time is the day before or the day before the day when the gap is eliminated.
前記ギャップが所定の範囲以上となった場合に報知を行う報知部であること、
を特徴とする請求項1または請求項2に記載の電力需給管理支援システム。 The gap eliminating part is
Being a notification unit that performs notification when the gap is equal to or greater than a predetermined range;
The power supply and demand management support system according to claim 1 or 2, characterized by the above.
前記ギャップに合わせて、電力の販売入札を行う入札部であること、
を特徴とする請求項1または請求項2に記載の電力需給管理支援システム。 The gap eliminating part is
Be a bidding department that bids to sell electricity according to the gap;
The power supply and demand management support system according to claim 1 or 2, characterized by the above.
予め設定された時間内に入札が成立しない場合に、入札金額を変更して再度入札を行うことを特徴とする請求項4に記載の電力需給管理支援システム。 The bidding department
5. The electric power supply and demand management support system according to claim 4, wherein when a bid is not established within a preset time, the bid amount is changed and the bid is performed again.
予め設定された時間内に入札が成立しない場合に、入札が成立しない旨をオペレータに報知するアラームを発生させるアラーム発生部を具備したことを特徴とする請求項4または請求項5項に記載の電力需給管理支援システム。 The bidding department
6. The alarm generation unit according to claim 4, further comprising: an alarm generating unit that generates an alarm for notifying an operator that a bid is not successful if the bid is not successful within a preset time. Power supply and demand management support system.
前記ギャップに合わせて発電所の発電量を調整する発電量制御部であること、
を特徴とする請求項1または請求項2に記載の電力需給管理支援システム。 The gap eliminating part is
A power generation amount control unit that adjusts the power generation amount of the power plant according to the gap,
The power supply and demand management support system according to claim 1 or 2, characterized by the above.
前記発電量制御部は、前記配分計算部で計算された配分に基づいて発電量を制御することを特徴とする請求項8に記載の電力需給管理支援システム。 A distribution calculation unit that distributes electric power in consideration of the cap;
The power supply / demand management support system according to claim 8, wherein the power generation amount control unit controls the power generation amount based on the distribution calculated by the distribution calculation unit.
前記ギャップに合わせて需要電力量の削減を指示する需要電力量削減部であること、
を特徴とする請求項1または請求項2に記載の電力需給管理支援システム。 The gap eliminating part is
It is a demand power amount reduction unit that instructs a reduction in demand power amount according to the gap,
The power supply and demand management support system according to claim 1 or 2, characterized by the above.
複数種類の解消方法のコストをそれぞれ算出するコスト算出部と、
前記コストが最も安価な解消方法を選択するギャップ解消方法選択部と、
を備えることを特徴とする請求項1乃至12のいずれかに記載の電力需給管理支援システム。 The gap resolution part
A cost calculation unit for calculating costs of multiple types of solution methods,
A gap elimination method selection unit that selects the elimination method with the lowest cost;
The power supply and demand management support system according to claim 1, comprising:
前記入札部と前記発電量制御部は、前記計算部の計算に従って稼動し、
入札コストが発電コストより安価な場合には、入札によりギャップを解消し、
発電コストが入札コストより安価な場合には、発電によりギャップを解消することを
特徴する請求項11に記載の電力需給管理支援システム。 It has a calculation unit that calculates costs and decides whether to bid or adjust power generation,
The bidding unit and the power generation amount control unit operate according to the calculation of the calculation unit,
If the bid cost is lower than the power generation cost, the gap will be closed by bidding,
The power supply and demand management support system according to claim 11, wherein when the power generation cost is lower than the bidding cost, the gap is eliminated by power generation.
インバランス解消方法の選択を行う際の条件を記憶する選択条件記憶部を更に備え、
前記ギャップ解消部は、選択条件記憶部に記憶された条件を満した上で、前記コストが最も安価な解消方法を選択することを特徴とする請求項11または12に記載の電力需給管理支援システム。 The gap eliminating part is
It further includes a selection condition storage unit that stores conditions for selecting an imbalance elimination method,
13. The electric power supply and demand management support system according to claim 11 or 12, wherein the gap elimination unit selects the elimination method with the lowest cost after satisfying the conditions stored in the selection condition storage unit. .
前記電力予測部は、前記気象情報に基づいて前記所定時間帯の予測需要電力量の予測を行うことを特徴とする請求項1乃至13のいずれかに記載の電力需給管理支援システム。 It further includes an information acquisition unit that acquires weather information,
The power supply and demand management support system according to any one of claims 1 to 13, wherein the power prediction unit predicts a predicted demand power amount in the predetermined time period based on the weather information.
契約電力の区分に応じ電力需要家をグループ分けし、
それぞれのグループにおける予測需要電力量を合算したことを特徴とする請求項1乃至14のいずれかに記載の電力需給管理支援システム。 The predicted demand energy at the latest time is
Group electricity customers according to the category of contract power,
The electric power supply and demand management support system according to any one of claims 1 to 14, wherein the predicted demand electric power amount in each group is added together.
高圧電力需要家の使用電力量および低圧電力需要家の使用電力量の時間軸を揃えて算出されたものであることを特徴とする請求項15に記載の電力需給管理支援システム。 The predicted power demand in the group is
16. The electric power supply and demand management support system according to claim 15, wherein the electric power supply and demand management support system is calculated by aligning the time axis of the amount of power used by the high-voltage power consumer and the amount of power used by the low-voltage power consumer.
実績データの補完を行う実績データ補完部を設けることを特徴とする請求項1乃至16のいずれかに記載の電力需給管理支援システム。 If there is a data deficiency in the data of demand power at the latest time,
The power supply / demand management support system according to any one of claims 1 to 16, further comprising a result data complementing unit that complements the result data.
過去の時刻における需要電力量に基づいた予測値を需要電力量のデータとして用いることを特徴とする請求項17に記載の電力需給管理支援システム。 The results data supplement section
The power supply and demand management support system according to claim 17, wherein a predicted value based on a demand power amount at a past time is used as demand power amount data.
過去の時刻における需要電力量のデータを前記最新の時刻における需要電力量のデータとすることを特徴とする請求項18に記載の電力需給管理支援システム。 The results data supplement section
19. The electric power supply and demand management support system according to claim 18, wherein the data on demand power at the past time is used as data on demand power at the latest time.
前記契約電力の区分に応じた電力需要家のグループ毎に、実績データの補完の方法を選択することを特徴とする請求項15乃至19のいずれかに記載の電力需給管理支援システム。 The results data supplement section
The power supply / demand management support system according to any one of claims 15 to 19, wherein a method of complementing performance data is selected for each group of power consumers according to the contracted power category.
前記異なる時刻のうちの最新の時刻で第1の需要電力量の予測を行う需要電力量予測ステップと、
前記異なる時刻のうちの前記最新の時刻よりも過去の時刻で予測した第2の需要電力量より、前記所定時間帯の電力供給量の算出を行う供給電力量算出ステップと、
前記電力供給量と前記第1の需要電力量とのギャップを算出する差分電力量算出ステップと、
前記ギャップを解消するための処理を行うギャップ解消ステップと、
を有することを特徴とする電力需給管理支援方法。 A power prediction step for predicting a predicted demand power amount in a predetermined time zone at two different times;
Demand power amount prediction step for predicting the first demand power amount at the latest time among the different times;
A supply power amount calculation step of calculating a power supply amount in the predetermined time period from a second demand power amount predicted at a time earlier than the latest time among the different times;
A differential power amount calculating step of calculating a gap between the power supply amount and the first demand power amount;
A gap elimination step for performing a process for eliminating the gap;
A power supply and demand management support method characterized by comprising:
所定時間帯の予測需要電力量を2つの異なる時刻で予測する電力予測ステップと、
前記異なる時刻のうちの最新の時刻で第1の需要電力量の予測を行う需要電力量予測ステップと、
前記異なる時刻のうちの前記最新の時刻よりも過去の時刻で予測した第2の需要電力量より、前記所定時間帯の電力供給量の算出を行う供給電力量算出ステップと、
前記電力供給量と前記第1の需要電力量とのギャップを算出する差分電力量算出ステップと、
前記ギャップを解消するための処理を行うギャップ解消ステップと、
として機能させることを特徴とする電力需給管理支援プログラム。
Computer
A power prediction step for predicting a predicted demand power amount in a predetermined time zone at two different times;
Demand power amount prediction step for predicting the first demand power amount at the latest time among the different times;
A supply power amount calculation step of calculating a power supply amount in the predetermined time period from a second demand power amount predicted at a time earlier than the latest time among the different times;
A differential power amount calculating step of calculating a gap between the power supply amount and the first demand power amount;
A gap elimination step for performing a process for eliminating the gap;
Power supply and demand management support program characterized by functioning as
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2016072866A JP6758881B2 (en) | 2016-03-31 | 2016-03-31 | Power supply and demand management support system, power supply and demand management support method and power supply and demand management support program |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2016072866A JP6758881B2 (en) | 2016-03-31 | 2016-03-31 | Power supply and demand management support system, power supply and demand management support method and power supply and demand management support program |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2017182698A true JP2017182698A (en) | 2017-10-05 |
JP6758881B2 JP6758881B2 (en) | 2020-09-23 |
Family
ID=60007510
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2016072866A Active JP6758881B2 (en) | 2016-03-31 | 2016-03-31 | Power supply and demand management support system, power supply and demand management support method and power supply and demand management support program |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6758881B2 (en) |
Cited By (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2019135592A (en) * | 2018-02-05 | 2019-08-15 | 三菱電機株式会社 | Power trading support device and power trading support method |
KR20190095587A (en) * | 2018-01-23 | 2019-08-16 | 한국전력정보(주) | Smart power demand management system using real-time collected customer load information |
KR20190095586A (en) * | 2018-01-23 | 2019-08-16 | 한국전력정보(주) | Smart power demand management system |
KR102028368B1 (en) * | 2019-05-24 | 2019-10-04 | 한국전력공사 | Apparatus and method for controlling input of controllable load according to the layer |
JP2019176544A (en) * | 2018-03-27 | 2019-10-10 | 株式会社東芝 | Collection device, and power data interpolation method |
JP2020058141A (en) * | 2018-10-02 | 2020-04-09 | 清水建設株式会社 | Power storage facility management device and power storage facility management method |
JP2020144431A (en) * | 2019-03-04 | 2020-09-10 | 日本電気株式会社 | Processing device, processing method and program |
JP2020149355A (en) * | 2019-03-13 | 2020-09-17 | 三菱電機株式会社 | Monitoring system, and method of monitoring simultaneous balancing of electric power supply and demand |
JP2021026299A (en) * | 2019-07-31 | 2021-02-22 | 三菱電機株式会社 | Demand adjustment device |
JP2021103489A (en) * | 2019-12-25 | 2021-07-15 | デジタルグリッド株式会社 | Consignment assisting system and method |
JP2021191191A (en) * | 2020-06-04 | 2021-12-13 | デジタルグリッド株式会社 | Power transaction system, power transaction method, and power transaction program |
JP2022065567A (en) * | 2020-10-15 | 2022-04-27 | デジタルグリッド株式会社 | Power transaction system, power transaction method and power transaction program |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2002010500A (en) * | 2000-06-15 | 2002-01-11 | Toshiba Eng Co Ltd | Control system for electric power demand and supply |
JP2006039956A (en) * | 2004-07-27 | 2006-02-09 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Reverse auction system, power transaction method and program |
JP2012238308A (en) * | 2011-05-11 | 2012-12-06 | General Electric Co <Ge> | Systems and methods for optimizing plant operations |
JP2013106381A (en) * | 2011-11-10 | 2013-05-30 | Sony Corp | Power management device, power management method, and demand notifying device |
JP2014183720A (en) * | 2013-03-21 | 2014-09-29 | Osaka Gas Co Ltd | Maximum power generation amount prediction system |
JP2015023668A (en) * | 2013-07-18 | 2015-02-02 | 株式会社Nttファシリティーズ | Power saving support system and power saving support device |
WO2015075794A1 (en) * | 2013-11-20 | 2015-05-28 | 株式会社 東芝 | Power demand prediction system, power demand prediction method, customer profiling system, and customer profiling method |
JP2015159624A (en) * | 2014-02-21 | 2015-09-03 | 富士通株式会社 | Operation plan creation program, operation plan creation method, and operation plan creation apparatus |
-
2016
- 2016-03-31 JP JP2016072866A patent/JP6758881B2/en active Active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2002010500A (en) * | 2000-06-15 | 2002-01-11 | Toshiba Eng Co Ltd | Control system for electric power demand and supply |
JP2006039956A (en) * | 2004-07-27 | 2006-02-09 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | Reverse auction system, power transaction method and program |
JP2012238308A (en) * | 2011-05-11 | 2012-12-06 | General Electric Co <Ge> | Systems and methods for optimizing plant operations |
JP2013106381A (en) * | 2011-11-10 | 2013-05-30 | Sony Corp | Power management device, power management method, and demand notifying device |
JP2014183720A (en) * | 2013-03-21 | 2014-09-29 | Osaka Gas Co Ltd | Maximum power generation amount prediction system |
JP2015023668A (en) * | 2013-07-18 | 2015-02-02 | 株式会社Nttファシリティーズ | Power saving support system and power saving support device |
WO2015075794A1 (en) * | 2013-11-20 | 2015-05-28 | 株式会社 東芝 | Power demand prediction system, power demand prediction method, customer profiling system, and customer profiling method |
JP2015159624A (en) * | 2014-02-21 | 2015-09-03 | 富士通株式会社 | Operation plan creation program, operation plan creation method, and operation plan creation apparatus |
Cited By (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR20190095587A (en) * | 2018-01-23 | 2019-08-16 | 한국전력정보(주) | Smart power demand management system using real-time collected customer load information |
KR20190095586A (en) * | 2018-01-23 | 2019-08-16 | 한국전력정보(주) | Smart power demand management system |
KR102063999B1 (en) * | 2018-01-23 | 2020-02-11 | 한국전력정보(주) | Smart power demand management system |
KR102133034B1 (en) * | 2018-01-23 | 2020-07-10 | 한국전력정보(주) | Smart power demand management system using real-time collected customer load information |
JP2019135592A (en) * | 2018-02-05 | 2019-08-15 | 三菱電機株式会社 | Power trading support device and power trading support method |
JP2019176544A (en) * | 2018-03-27 | 2019-10-10 | 株式会社東芝 | Collection device, and power data interpolation method |
JP7169144B2 (en) | 2018-10-02 | 2022-11-10 | 清水建設株式会社 | Power storage equipment management device and power storage equipment management method |
JP2020058141A (en) * | 2018-10-02 | 2020-04-09 | 清水建設株式会社 | Power storage facility management device and power storage facility management method |
JP2020144431A (en) * | 2019-03-04 | 2020-09-10 | 日本電気株式会社 | Processing device, processing method and program |
JP7287007B2 (en) | 2019-03-04 | 2023-06-06 | 日本電気株式会社 | Processing device, processing method and program |
JP2020149355A (en) * | 2019-03-13 | 2020-09-17 | 三菱電機株式会社 | Monitoring system, and method of monitoring simultaneous balancing of electric power supply and demand |
JP7262255B2 (en) | 2019-03-13 | 2023-04-21 | 三菱電機株式会社 | Monitoring system and simultaneous power equality monitoring method |
KR102028368B1 (en) * | 2019-05-24 | 2019-10-04 | 한국전력공사 | Apparatus and method for controlling input of controllable load according to the layer |
JP2021026299A (en) * | 2019-07-31 | 2021-02-22 | 三菱電機株式会社 | Demand adjustment device |
JP2021103489A (en) * | 2019-12-25 | 2021-07-15 | デジタルグリッド株式会社 | Consignment assisting system and method |
JP6991492B2 (en) | 2019-12-25 | 2022-01-12 | デジタルグリッド株式会社 | Systems and methods to support transportation |
JP2021191191A (en) * | 2020-06-04 | 2021-12-13 | デジタルグリッド株式会社 | Power transaction system, power transaction method, and power transaction program |
JP2022065567A (en) * | 2020-10-15 | 2022-04-27 | デジタルグリッド株式会社 | Power transaction system, power transaction method and power transaction program |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP6758881B2 (en) | 2020-09-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP6758881B2 (en) | Power supply and demand management support system, power supply and demand management support method and power supply and demand management support program | |
Talari et al. | Stochastic modelling of renewable energy sources from operators' point-of-view: A survey | |
Shabanzadeh et al. | The design of a risk-hedging tool for virtual power plants via robust optimization approach | |
JP3631967B2 (en) | Surplus power management system and control method thereof | |
Khodaei et al. | SCUC with hourly demand response considering intertemporal load characteristics | |
US8706650B2 (en) | Optimization of microgrid energy use and distribution | |
JP5587641B2 (en) | Power supply system | |
US20170207629A1 (en) | Industrial demand response enabling system, industrial demand response enabling method, and program | |
US20120253532A1 (en) | Systems and methods for forecasting electrical load | |
O’Neill et al. | Recent ISO software enhancements and future software and modeling plans | |
JP6512503B2 (en) | Power adjustment device, power adjustment method, program | |
US11342750B2 (en) | Power demand/supply adjustment power procurement plan support device and method, and power demand/supply adjustment power procurement plan support system | |
Aghamohamadi et al. | A novel approach to multi energy system operation in response to DR programs; an application to incentive-based and time-based schemes | |
WO2017170018A1 (en) | Power control device, power control method, and program | |
JP2002123578A (en) | Electric power retail system | |
JPWO2015019584A1 (en) | Power adjustment apparatus, power adjustment method, and program | |
JP2003296409A (en) | Method and device for energy supply | |
JP7049218B2 (en) | Transmission loss calculation device and transmission loss calculation method | |
JP6117984B1 (en) | Supply and demand management device, supply and demand management method, and supply and demand management program | |
JP6629673B2 (en) | Power transfer control system | |
Ehsani et al. | A proposed model for co-optimization of energy and reserve in competitive electricity markets | |
JP6782479B1 (en) | Electricity Trading Systems, Electricity Trading Methods and Electricity Trading Programs | |
JP2009095100A (en) | Wheeling operation supporting system | |
Kessels et al. | Feasibility of employing domestic active demand for balancing wind power generation | |
JP2005135266A (en) | Electric power transaction support system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A711 | Notification of change in applicant |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A712 Effective date: 20171204 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A711 Effective date: 20171204 |
|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20180820 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20190628 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20190716 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20190917 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20200303 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20200422 |
|
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: 20200804 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20200902 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6758881 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |