JP7329993B2 - power management device - Google Patents
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Description
本発明は、電力の需要と供給のバランスをとるための電力管理装置に関するものである。 The present invention relates to a power management device for balancing power demand and supply.
近年、複数の需要家とデマンドレスポンス(以下「DR」と称す)契約を締結し、電力事業者からのDR要求に応じて各需要家の蓄電池や太陽光発電設備などの蓄電または発電可能な制御装置を制御するアグリゲータが登場している。DRとは、アグリゲータが需要家に依頼して、電力の需要を変更させることをいう。 In recent years, we have concluded a demand response (hereinafter referred to as "DR") contract with multiple consumers, and in response to DR requests from electric power companies, control that can store or generate power such as storage batteries and solar power generation equipment of each consumer. Aggregators that control devices are emerging. DR means that an aggregator requests a consumer to change the power demand.
アグリゲータは、需要家の選択や制御装置の選択を適切に行う、あるいは、需要家の制御装置へ送信する制御指令値の算出を適切に行うなどして、電力事業者からのDR要求を満足させる。例えば、下記の特許文献1では、アグリゲータが、契約関係にある需要家の蓄電池の充放電を制御することでDR要求を満足させるアグリゲーションシステムが提案されている。以下、DR要求が満たされるように電力の需給が調整されることを「DRの達成」という。 The aggregator satisfies the DR request from the electric power company by appropriately selecting the consumer and the control device, or by appropriately calculating the control command value to be sent to the control device of the consumer. . For example, Patent Literature 1 below proposes an aggregation system in which an aggregator satisfies a DR request by controlling charging and discharging of a storage battery of a consumer with a contractual relationship. Hereinafter, the adjustment of power supply and demand so as to satisfy the DR request is referred to as "achievement of DR".
特許文献1の技術では、アグリゲータが小売事業者から購入する電力量(以下、電力の購入を「買電」という)のコストが考慮されていない。例えば、アグリゲータがDR要求を満足させることができたとしても、それを満足させるために使用した蓄電池の充放電効率が悪ければ、その分だけ小売事業者からの買電量が多くなり、結果として買電コストが嵩むという問題点があった。 The technique of Patent Document 1 does not take into consideration the cost of the amount of power purchased by the aggregator from the retailer (purchasing power is hereinafter referred to as "purchased power"). For example, even if the aggregator is able to satisfy the DR requirement, if the charging/discharging efficiency of the storage battery used to satisfy the DR requirement is poor, the amount of power purchased from the retailer will increase accordingly, resulting in purchases. There was a problem that electricity cost increased.
本発明は以上のような課題を解決するためになされたものであり、買電コストを低減しつつ電力の需給バランスをとることが可能な電力管理装置を提供することを目的とする。 SUMMARY OF THE INVENTION It is an object of the present invention to provide a power management apparatus capable of balancing power supply and demand while reducing power purchase costs.
本発明に係る電力管理装置は、小売事業者から、DR(デマンドレスポンス)要求値および料金体系の情報を含む小売事業者情報を受信する小売事業者情報受信部と、少なくとも1以上の需要家から、各前記需要家の蓄電池設備情報、蓄電池実績値、需要量実績値および発電量実績値の情報を含む需要家情報を受信する需要家情報受信部と、各前記需要家の前記需要量実績値に基づいて、各前記需要家の需要量予測値を算出する需要量予測部と、各前記需要家の前記発電量実績値に基づいて、各前記需要家の発電量予測値を算出する発電量予測部と、各前記需要家の前記蓄電池設備情報および前記蓄電池実績値に基づいて、各前記需要家の設備制約を算出する設備制約算出部と、各前記需要家の前記需要量予測値および前記発電量予測値に基づいて、各前記需要家の受電点制約を算出する受電点制約算出部と、前記料金体系および各前記需要家の前記小売事業者からの買電量に基づいて、買電コストを算出する買電コスト算出部と、前記DR要求値および各前記需要家の前記小売事業者からの前記買電量に基づいて、DRコストを算出するDRコスト算出部と、前記DRコストと前記買電コストとの和を目的関数にし、各前記需要家の前記設備制約および前記受電点制約を制約条件にした最適化問題を解くことによって、各前記需要家への蓄電池制御指令値を算出する蓄電池制御指令値算出部と、各前記需要家へ前記蓄電池制御指令値を送信する蓄電池制御指令値送信部と、を備えるものである。 The power management apparatus according to the present invention includes a retailer information receiving unit that receives retailer information including DR (demand response) request value and charge system information from a retailer, and from at least one or more consumers. , a consumer information receiving unit for receiving consumer information including storage battery equipment information, storage battery actual value, demand actual value, and power generation actual value of each consumer; and said demand actual value of each consumer. and a power generation amount that calculates the power generation amount prediction value of each consumer based on the power generation actual value of each consumer. a prediction unit; a facility constraint calculation unit that calculates facility constraints for each consumer based on the storage battery facility information and the storage battery performance value for each consumer; a power receiving point constraint calculation unit that calculates a power receiving point constraint for each of the consumers based on the predicted power generation amount; a DR cost calculation unit that calculates a DR cost based on the DR request value and the amount of power purchased by each consumer from the retailer; the DR cost and the purchase price; A storage battery that calculates a storage battery control command value for each consumer by solving an optimization problem with the sum of the power cost and the power cost as an objective function and with the facility constraint and the power receiving point constraint of each consumer as constraint conditions. A control command value calculation unit and a storage battery control command value transmission unit that transmits the storage battery control command value to each consumer.
本発明によれば、DRコストと買電コストとの和を目的関数とする最適化問題の解に基づいて各需要家への蓄電池制御指令値が算出されるため、DRコストおよび買電コストの両方が考慮された蓄電池制御指令値が得られる。よって、アグリゲータは、買電コストを低減した上で、需給バランスをとることができる。 According to the present invention, the storage battery control command value for each consumer is calculated based on the solution of the optimization problem whose objective function is the sum of the DR cost and the power purchase cost. A storage battery control command value that takes both into account is obtained. Therefore, the aggregator can balance supply and demand while reducing the power purchase cost.
<実施の形態1>
図1に、実施の形態1における電力需給システムの概要を説明するための図であり、当該システムにおける一般送配電事業者、小売事業者、アグリゲータおよび需要家の関係が示されている。計画値同時同量のルールの下では、小売事業者は、電力の需要量に関する電力需給計画を一般送配電事業者に提出し、計画値に実績値を30分単位で一致させることが要求される。この要求を満たすことができなければ、小売事業者は、計画値と実績値の差分に応じたペナルティ料金(インバランス料金)を一般送配電事業者に支払う必要がある。
<Embodiment 1>
FIG. 1 is a diagram for explaining the outline of the power supply and demand system according to Embodiment 1, showing the relationship between general power transmission and distribution companies, retailers, aggregators, and consumers in the system. Under the rule of simultaneous equality of planned values, retailers are required to submit a power supply and demand plan regarding the amount of electricity demanded to general power transmission and distribution business operators, and to match planned values with actual values in 30-minute increments. be. If this demand cannot be met, the retailer must pay a penalty charge (imbalance charge) according to the difference between the planned value and the actual value to the general power transmission and distribution company.
小売事業者は、インバランス料金の支払いを回避するため、アグリゲータに対してDRの要求を行う(本明細書では、上げDRおよび下げDRの両方を総称して「DR」という)。アグリゲータは、小売事業者からのDR要求を満足させるために、契約関係にある需要家のEMS(Energy Management System)等を介して、当該需要家の蓄電池の充放電を所望の需要量となるように制御して、需要家側受電点での需給バランスを調整する。 In order to avoid paying an imbalance fee, the retailer makes a DR request to the aggregator (herein, both upward DR and downward DR are collectively referred to as "DR"). In order to satisfy the DR request from the retailer, the aggregator charges and discharges the storage battery of the consumer with the desired amount of demand through the EMS (Energy Management System) of the consumer with a contractual relationship. to adjust the supply and demand balance at the power receiving point on the consumer side.
アグリゲータは、DRの達成度に応じた報酬を小売事業者から受け取る。また、アグリゲータとの契約関係にある需要家は、蓄電池の充放電という需給調整を提供した対価として、アグリゲータから報酬を受け取る。 The aggregator receives a reward from the retailer according to the degree of achievement of DR. In addition, a consumer who has a contractual relationship with an aggregator receives a reward from the aggregator as compensation for providing supply and demand adjustment such as charging and discharging of the storage battery.
また、アグリゲータは小売事業者と一括受電の契約をしており、アグリゲータと契約関係にある需要家は、当該アグリゲータを介して小売事業者から買電する。すなわち、アグリゲータは、契約関係にある需要家の買電量に応じて小売事業者から買電を行い、電気料金を需要家に請求する。 In addition, the aggregator has a contract for collective power reception with the retailer, and consumers who have a contractual relationship with the aggregator purchase power from the retailer via the aggregator. In other words, the aggregator purchases power from the retailer according to the amount of power purchased by the consumers with whom the aggregator has a contractual relationship, and bills the consumers for electricity charges.
図2は、実施の形態1に係る電力管理装置200の構成を示す図である。電力管理装置200は、図1に示した電力需給システムのアグリゲータに配備される機器であり、小売事業者のサーバ101(以下「小売事業者サーバ101」)から受信したDR要求等の情報に基づいて、契約関係にある需要家のEMS102(以下「需要家EMS102」)を制御することで電力需要の調整を行う。
FIG. 2 is a diagram showing the configuration of the power management apparatus 200 according to Embodiment 1. As shown in FIG. The power management device 200 is a device deployed in the aggregator of the power supply and demand system shown in FIG. Then, the power demand is adjusted by controlling the
以下、電力管理装置200の詳細について、電力管理装置200が取り扱うデータの具体例を示しつつ説明する。ここで、小売事業者およびアグリゲータは、需要家1、需要家2、需要家3という3軒の需要家(不図示)とDR契約を締結しており、現在時刻を2019年1月1日の12:00とし、同日の12:30から13:00までの30分間、電力量に関する需給調整が行われるものと仮定する。 Details of the power management apparatus 200 will be described below while showing specific examples of data handled by the power management apparatus 200 . Here, the retailer and the aggregator have concluded a DR contract with three customers (not shown), customer 1, customer 2, and customer 3, and the current time is January 1, 2019. It is 12:00, and it is assumed that the power supply and demand adjustment is performed for 30 minutes from 12:30 to 13:00 on the same day.
図2に示すように、電力管理装置200は、小売事業者情報受信部201、需要家情報受信部202、需要量予測部203、発電量予測部204、設備制約算出部205、受電点制約算出部206、買電コスト算出部207、DRコスト算出部208、蓄電池制御指令値算出部209および蓄電池制御指令値送信部210を備える。
As shown in FIG. 2, the power management device 200 includes a retailer
小売事業者情報受信部201は、小売事業者サーバ101から、小売事業者情報を受信する。小売事業者情報には、小売事業者からアグリゲータへのDR要求値、および電力の料金体系という2つの情報が含まれている。
The retailer
小売事業者情報に含まれるDR要求値の例を図3に示す。図3の表において、第1列は、日時をyyyy/MM/dd/hh:mm形式(年=yyyy、月=MM,日=dd、時=hh、分=mm)で表しており、第2列は、第1列が示す日時から30分間のDR要求値である。つまり、図3のDR要求値の例は、12:00から12:30まではDR要求がなく、12:30から13:00までの需要家1~3の買電量の合計値を15kWhとすることをアグリゲータに要求するものである。 FIG. 3 shows an example of DR request values included in the retailer information. In the table of FIG. 3, the first column represents the date and time in yyyy/MM/dd/hh:mm format (year=yyyy, month=MM, day=dd, hour=hh, minute=mm). Column 2 is the DR request value for 30 minutes from the date and time indicated by the first column. That is, in the example of the DR request value in FIG. 3, there is no DR request from 12:00 to 12:30, and the total value of the power purchase amount of consumers 1 to 3 from 12:30 to 13:00 is 15 kWh. It requires the aggregator to
小売事業者情報に含まれる料金体系の例を図4に示す。図4の表において、第1列は、時間をhh:mm-hh:mm形式で表しており、第2列は、第1列の時間における電力の料金単価を表している。 FIG. 4 shows an example of the fee structure included in the retailer information. In the table of FIG. 4, the first column represents the time in hh:mm-hh:mm format, and the second column represents the unit price of electricity for the time in the first column.
需要家情報受信部202は、アグリゲータとDR契約を結んだ需要家の需要家EMS102から、需要家情報を受信する。需要家情報には、蓄電池設備情報、蓄電池実績値、需要量実績値、および発電量実績値という4つの情報が含まれている。
The consumer
需要家情報に含まれる蓄電池設備情報の例を図5に示す。図5の表において、第1列は需要家の識別番号を表しており、第2列は蓄電池容量を表しており、第3列は蓄電池残量(SOC:State Of Charge)の上限値を表しており、第4列はSOCの下限値を表しており、第5列は充電効率を表しており、第6列は放電効率を表している。 FIG. 5 shows an example of storage battery equipment information included in consumer information. In the table of FIG. 5, the first column represents the identification number of the consumer, the second column represents the storage battery capacity, and the third column represents the upper limit of the remaining amount of the storage battery (SOC: State Of Charge). The fourth column represents the lower limit of SOC, the fifth column represents charging efficiency, and the sixth column represents discharging efficiency.
需要家情報に含まれる蓄電池実績値の例を図6に示す。図6の表において、第1列は、日時をyyyy/MM/dd/hh:mm形式で表しており、第2~第4列は、第1列が示す日時における需要家1~3の蓄電池SOCをそれぞれ表している。 FIG. 6 shows an example of storage battery performance values included in consumer information. In the table of FIG. 6, the first column indicates the date and time in yyyy/MM/dd/hh:mm format, and the second to fourth columns indicate the storage batteries of consumers 1 to 3 at the date and time indicated by the first column. Each represents the SOC.
需要家情報に含まれる需要量実績値の例を図7に示す。図7の表において、第1列は日時をyyyy/MM/dd/hh:mm形式で表しており、第2~第4列は、第1列が示す日時から30分間における需要家1~3の需要量実績値をそれぞれ表している。 FIG. 7 shows an example of actual demand values included in consumer information. In the table of FIG. 7, the first column shows the date and time in yyyy/MM/dd/hh:mm format, and the second to fourth columns show the data of consumers 1 to 3 in 30 minutes from the date and time shown in the first column. , respectively, represent actual demand values.
需要家情報に含まれる発電量実績値の例を図8に示す。図8の表において、第1列は日時をyyyy/MM/dd/hh:mm形式で表しており、第2~第4列は、第1列が示す日時から30分間における需要家1~3の発電量実績値をそれぞれ表している。 FIG. 8 shows an example of actual power generation amount values included in consumer information. In the table of FIG. 8, the first column shows the date and time in yyyy/MM/dd/hh:mm format, and the second to fourth columns show the data of consumers 1 to 3 in 30 minutes from the date and time shown in the first column. , respectively.
需要量予測部203は、需要家情報に含まれる需要量実績値(図7)から、各需要家の需要量予測値を算出する。需要量予測値の例を図9に示す。図9の表において、第1列は日時をyyyy/MM/dd/hh:mm形式で表しており、第2~第4列は、第1列が示す日時から30分間における需要家1~3の需要量予測値をそれぞれ表している。需要量予測値の算出は、例えば、前年の同じ日時の需要量実績値を、需要量予測値として採用するなどして行うことができる。
The
発電量予測部204は、需要家情報に含まれる発電量実績値(図8)から、発電量予測値を算出する。発電量予測値の例を図10に示す。図10の表において、第1列は日時をyyyy/MM/dd/hh:mm形式で表しており、第2~第4列は、第1列が示す日時から30分間における需要家1~3の発電量予測値をそれぞれ表している。発電量予測値の算出は、例えば、過去1ヶ月の発電量実績値の平均を、発電量予測値として採用するなどして行うことができる。
The power generation
設備制約算出部205は、需要家情報に含まれる蓄電池設備情報(図5)および蓄電池実績値(図6)から、設備制約を算出する。例えば、時刻tにおける需要家i(i=1,2,3)の蓄電池のSOCをSOC(t,i)、充放電量を変数EC(t,i)と表し、需要家iの蓄電池のSOC下限値をSOC_MIN(i)、SOC上限値をSOC_MAX(i)、放電効率をη(i)、充電効率をε(i)と表し、12:00における需要家iの蓄電池のSOC実績値をSOC_0(i)と表すと、SOCの設備制約は以下のように表される。ここで、時刻t=0,1,2であり、0=12:00、1=12:30、2=13:00と定義される。また、SOC(t,i)は、図5の蓄電池容量[kWh]に図6のSOC[%]を乗じて算出される。また、変数EC(t,i)は、時刻tから30分間の電力量であり、正の値は放電量、負の値は充電量を意味する。なお、EC(t,i)は、過去の充放電量の実績が蓄積された値でなければならないが、充放電量は蓄電池制御指令値に相当するため、後で示す図12に示される値を充放電量の実績値として用いることができる。
The equipment
受電点制約算出部206は、需要量予測部203が算出した需要量予測値および発電量予測部204が算出した発電量予測値に基づいて、受電点制約を算出する。図11に、小売事業者と需要家との間の電力の流れを模式的に示す。時刻tにおける需要家iの小売事業者からの買電量を変数Buy(t,i)、需要量予測値をDemand(t,i)、充放電量をEC(t,i)、発電量予測値をPower(t,i)と表すと、受電点制約は次のように計算できる。
The power receiving point
上記の買電量がスマートメータの検針値となるため、アグリゲータからDR要求を受けた需要家は、DRを達成するために、DR時間(図3の場合12:30)において、買電量をDR要求値と一致させる必要がある。上に示した例において、現時点で蓄電池の充放電を行わない場合、12:30における需要家1~3の買電量合計の予測値は、図9の需要量予測値および図10の発電量予測値から、(13.7-3.7)+(12.5-2.5)+(16.9-6.9)=30.0[kWh]と計算される。この場合、例えば、DR要求値を15[kWh]とするためには、買電量を15[kWh]だけ削減して、DR要求値と一致させなければならない。 Since the above-mentioned power purchase amount is the meter reading value of the smart meter, the consumer who received the DR request from the aggregator must set the power purchase amount to the DR request at the DR time (12:30 in the case of FIG. Must match the value. In the example shown above, if the storage battery is not charged or discharged at this time, the predicted value of the total power purchase amount of consumers 1 to 3 at 12:30 is the predicted demand value in FIG. 9 and the predicted power generation amount in FIG. From the value, it is calculated as (13.7-3.7) + (12.5-2.5) + (16.9-6.9) = 30.0 [kWh]. In this case, for example, in order to set the DR request value to 15 [kWh], the power purchase amount must be reduced by 15 [kWh] to match the DR request value.
買電コスト算出部207は、小売事業者情報に含まれる料金体系(料金単価)および小売事業者からの買電量に基づいて、買電コストを算出する。時刻tでの料金単価をCharge(t)と表すと、買電コストBuy_Costは次のように計算される。
The power purchase
DRコスト算出部208は、小売事業者情報に含まれるDR要求値および小売事業者からの買電量に基づいて、DRコストを算出する。DRコストとは、DRの達成度に応じたコストであり、DR要求値をDRと表すと、DRコストDR_Costは、次のように算出される。ここでは、図3に示したように12:30においてのみDR要求が発令されているため、DRコストの算出には12:30(すなわちt=1)の買電量のみを考慮する。
The
蓄電池制御指令値算出部209は、蓄電池制御指令値を算出する。蓄電池制御指令値算出部209が算出した蓄電池制御指令値は、蓄電池制御指令値送信部210により、需要家EMS102へと送信される。蓄電池制御指令値を受信した需要家EMS102は、蓄電池制御指令値に従って需要家の蓄電池の充放電を制御し、それにより、DRを達成するための電力需給の調整が行われる。
The storage battery control command
蓄電池制御指令値の例を図12に示す。図12の表において、第1列は日時をyyyy/MM/dd/hh:mm形式で表しており、第2~第4列は、第1列が示す日時から30分間における需要家1~3の蓄電池制御指令値をそれぞれ表している。 FIG. 12 shows an example of the storage battery control command value. In the table of FIG. 12, the first column represents the date and time in yyyy/MM/dd/hh:mm format, and the second to fourth columns show the data of consumers 1 to 3 in 30 minutes from the date and time shown in the first column. , respectively represent the storage battery control command values.
蓄電池制御指令値の算出は、DRコストと買電コストとの和を目的関数にし、設備制約と受電点制約とを制約条件にした最適化問題を解くことによって行われる。すなわち、蓄電池制御指令値は、次の目的関数を最小化する値として算出される。 The calculation of the storage battery control command value is performed by solving an optimization problem with the sum of the DR cost and the power purchase cost as the objective function and with the equipment constraint and the power receiving point constraint as the constraint conditions. That is, the storage battery control command value is calculated as a value that minimizes the following objective function.
この最適化問題は、二次計画問題であるため、内点法や共役勾配法を用いて求解する。上の例における解は、図12に示す蓄電池制御指令値となり、DR要求のない12:00から12:30までの間に、需要家1の蓄電池に10.0kWh、需要家2の蓄電池に7.5kWhをそれぞれ充電し、そして、DR要求のある12:30から13:00までの間に、需要家1の蓄電池から9.0kWhを、需要家2の蓄電池から6.0kWhをそれぞれ放電することになる。これにより、12:30から13:00までの間における需要家1~3の買電量合計の予測値は、(13.7-9.0-3.7)+(12.5-6.0-2.5)+(16.9-6.9)=15となり、DRを達成することができる。 Since this optimization problem is a quadratic programming problem, it is solved using the interior point method or the conjugate gradient method. The solution in the above example is the storage battery control command value shown in FIG. Charge 5 kWh each, and discharge 9.0 kWh from the storage battery of customer 1 and 6.0 kWh from the storage battery of customer 2 between 12:30 and 13:00 when DR is requested. become. As a result, the predicted value of the total power purchase amount of consumers 1 to 3 from 12:30 to 13:00 is (13.7 - 9.0 - 3.7) + (12.5 - 6.0 −2.5)+(16.9−6.9)=15, and DR can be achieved.
実施の形態1の電力管理装置200は、DRコストと買電コストとの和の最小化を考慮して、需要家1~3の蓄電池制御指令値を算出しているが、例えば、DRコストの最小化のみを考慮した場合でも、DRを達成できる蓄電池制御指令値は算出される。DRコストの最小化のみを考慮した場合、例えば、12:00か12:30までの間に需要家2の蓄電池に10.0kWhを、需要家3の蓄電池に10.0kWhをそれぞれ充電し、12:30~13:00に需要家2の蓄電池から8.0kWhを、需要家3の蓄電池から7.0kWhをそれぞれ放電するような蓄電池制御指令値が算出される。その結果、12:30から13:00までの間における需要家1~3の買電量合計の予測値は、(13.7-3.7)+(12.5-8.0-2.5)+(16.9-7.0-6.9)=15となり、この場合もDRを達成することができる。 The power management device 200 of Embodiment 1 calculates the storage battery control command values for the consumers 1 to 3 in consideration of minimizing the sum of the DR cost and the power purchase cost. Even if only minimization is considered, the storage battery control command value that can achieve DR is calculated. When considering only the minimization of the DR cost, for example, between 12:00 and 12:30, the storage battery of the customer 2 is charged with 10.0 kWh, and the storage battery of the customer 3 is charged with 10.0 kWh. A storage battery control command value is calculated such that the storage battery of the customer 2 discharges 8.0 kWh and the storage battery of the customer 3 discharges 7.0 kWh from 30:30 to 13:00. As a result, the predicted value of the total power purchase amount of consumers 1 to 3 from 12:30 to 13:00 is (13.7-3.7) + (12.5-8.0-2.5 )+(16.9−7.0−6.9)=15, and DR can be achieved in this case as well.
ただし、12:00から12:30までの間の買電量は、DRコストと買電コストとの和の最小化を考慮した場合は10.0+7.5=17.5[kWh]であったが、DRコストの最小化のみを考慮した場合は10.0+10.0=20.0[kWh]となる。すなわち、DRコストと買電コストとの和の最小化を考慮した場合は、DRコストの最小化のみを考慮した場合と比較して、2.5[kWh]だけ買電量を減らすことができる。 However, the amount of power purchased from 12:00 to 12:30 was 10.0+7.5=17.5 [kWh] when considering minimization of the sum of the DR cost and the power purchase cost. , 10.0+10.0=20.0 [kWh] when only the minimization of the DR cost is considered. That is, when considering minimization of the sum of the DR cost and the power purchase cost, the power purchase amount can be reduced by 2.5 [kWh] compared to when only minimizing the DR cost is considered.
このように、実施の形態1の電力管理装置200では、アグリゲータが電力の需給バランスをとってDRを達成するための買電コストを低減させることができる。よって、アグリゲータがDRを達成するために需要家に支払う報酬を抑えることができる。なお、アグリゲータは、この目的を達成するために、需要家間の電力融通を行わせる必要もなく、アグリゲータが充電設備を有する必要もない。 Thus, in the power management apparatus 200 of Embodiment 1, the aggregator can reduce the power purchase cost for achieving the DR by balancing power supply and demand. Therefore, it is possible to reduce the reward paid by the aggregator to the consumer in order to achieve the DR. In order to achieve this purpose, the aggregator does not need to allow power interchange between consumers, nor does it need to have a charging facility.
図13は、実施の形態1に係る電力管理装置200の動作を示すフローチャートである。以下、図13のフローチャートを参照しつつ、電力管理装置200の動作を説明する。 FIG. 13 is a flow chart showing the operation of the power management device 200 according to the first embodiment. The operation of the power management device 200 will be described below with reference to the flowchart of FIG. 13 .
電力管理装置200が起動すると、まず、小売事業者情報受信部201が、小売事業者サーバ101から、小売事業者情報を受信する(ステップST1)。小売事業者情報には、小売事業者からアグリゲータへのDR要求値、および料金体系の情報が含まれている。
When the power management device 200 is activated, first, the retailer
次に、需要家情報受信部202が、アグリゲータとDR契約を結んだ需要家の需要家EMS102から、需要家情報を受信する(ステップST2)。需要家情報には、蓄電池設備情報、蓄電池実績値、需要量実績値、および発電量実績値といった情報が含まれている。
Next, the consumer
続いて、需要量予測部203が、需要家情報に含まれる需要量実績値から、各需要家の需要量予測値を算出する(ステップST3)。また、発電量予測部204が、需要家情報に含まれる発電量実績値から、発電量予測値を算出する(ステップST4)。さらに、設備制約算出部205が、需要家情報に含まれる蓄電池設備情報および蓄電池実績値から、設備制約を算出する(ステップST5)。また、受電点制約算出部206が、需要量予測部203が算出した需要量予測値および発電量予測部204が算出した発電量予測値に基づいて、受電点制約を算出する(ステップST6)。
Subsequently, the
次に、買電コスト算出部207が、小売事業者情報に含まれる料金体系(料金単価)および小売事業者からの買電量に基づいて、買電コストを算出する(ステップST7)。また、DRコスト算出部208が、小売事業者情報に含まれるDR要求値、および小売事業者からの買電量に基づいて、DRコストを算出する(ステップST8)。
Next, the power purchase
次に、蓄電池制御指令値算出部209が、DRコストと買電コストとの和を目的関数にし、設備制約と受電点制約とを制約条件にした最適化問題を解くことによって、蓄電池制御指令値を算出する(ステップST9)。そして、蓄電池制御指令値送信部210が、蓄電池制御指令値算出部209により算出された蓄電池制御指令値を、需要家EMS102へ送信する(ステップST10)。蓄電池制御指令値を受信した需要家EMS102は、蓄電池制御指令値に従って需要家の蓄電池の充放電を制御し、それにより、DRを達成するための電力需給の調整が行われる。
Next, the storage battery control command
<実施の形態2>
アグリゲータがDRを達成すると、小売事業者はアグリゲータに報酬を支払い、アグリゲータは契約関係にある需要家に報酬を支払う。ただし、提供した需給調整に伴う需要家側の買電コストや蓄電池容量は、需要家ごとに違いがあるため、アグリゲータが需要家に支払う報酬は、それらの違いを考慮して需要家ごとに決めなければ不公平が生じる可能性がある。
<Embodiment 2>
When the aggregator achieves DR, the retailer pays the aggregator a reward, and the aggregator pays a consumer with a contractual relationship. However, since the power purchase cost and storage battery capacity on the customer side associated with the provision of supply and demand adjustment differ for each customer, the remuneration paid by the aggregator to the customer will be determined for each customer in consideration of these differences. Otherwise, injustice can occur.
例えば、需給逼迫時に放電することで需要抑制する下げDRの場合、需給逼迫時の放電に備えて事前に充電をする必要があるが、料金単価の高い時間帯に充電の制御指令を受けた需要家は、料金単価の安い時間帯に充電の制御指令を受けた需要家よりも買電コストが大きくなるため、これら需要家に同額の報酬を支払うことは公平でない。 For example, in the case of a lower DR that suppresses demand by discharging when supply and demand is tight, it is necessary to charge in advance in preparation for discharging when supply and demand is tight, but demand that receives a charge control command during a time period when the unit price is high Households have a higher cost of power purchase than consumers who receive a charging control command during times when the unit price is low, so it is not fair to pay the same amount of remuneration to these consumers.
実施の形態2では、電力管理装置200に、需要家ごとの調整量の違いを考慮して、公平な報酬額を算出する機能を持たせる。図14は、実施の形態2に係る電力管理装置200の構成を示す図である。図14の電力管理装置200の構成は、図2の構成に対し、DR報酬配分量算出部301を追加したものである。
In Embodiment 2, the power management apparatus 200 is provided with a function of calculating a fair amount of remuneration in consideration of the difference in the amount of adjustment for each consumer. FIG. 14 is a diagram showing the configuration of power management apparatus 200 according to the second embodiment. The configuration of the power management apparatus 200 in FIG. 14 is obtained by adding a DR reward distribution
実施の形態2の電力管理装置200が小売事業者サーバ101から受信したDR要求に応じて電力の需給を調整する動作は、実施の形態1と同様である。ただし、実施の形態2では、電力需給の調整が行われた後、小売事業者情報受信部201は、小売事業者サーバ101からDRの達成度に応じた報酬額(以下「DR報酬額」という)を受信する。DR報酬額の例を図15に示す。図15の表において、第1列は日付をyyyy/MM/dd形式で表しており、第2列は、第1列が示す日付における小売事業者からアグリゲータへのDR報酬額を表している。
The operation of the power management apparatus 200 of the second embodiment to adjust the supply and demand of power according to the DR request received from the retailer server 101 is the same as that of the first embodiment. However, in the second embodiment, after the power supply and demand are adjusted, the retailer
DR報酬配分量算出部301は、需要家ごとのDR報酬額であるDR報酬配分量を算出する。ここでは、電力管理装置200が、実施の形態1に例示した電力需給の調整(2019年1月1日の12:30から13:00までの電力需給の調整)を行った後、2019年1月1日の15:00に、小売事業者情報受信部201が小売事業者サーバ101から図15のDR報酬額を受信し、DR報酬配分量算出部301が、需要家1~3それぞれのDR報酬額を算出する場合を示す。この場合のDR報酬配分量の例を図16に示す。図16の表において、第1列は日付をyyyy/MM/dd形式で表しており、第2~第4列は、需要家1~3それぞれのDR報酬額(DR報酬配分量)である。
The DR reward distribution
DR報酬配分量の公平な決め方として、例えば以下の基準(a)および(b)を設ける。
(a)料金単価の高い時間帯により多くの充電制御指令を受けた需要家は、料金単価の安い時間帯に充電指令を受けた需要家よりも買電コストが大きくなるため、より多くの報酬を受け取る
(b)料金単価の安い時間帯により多くの放電制御指令を受けた需要家は、料金単価の高い時間帯に放電指令を受けた需要家よりも、放電によって節約できる買電コストが小さくなるため、より多くの報酬を受け取る
For example, the following criteria (a) and (b) are provided as a fair method of determining the DR reward distribution amount.
(a) Customers who receive more charging control commands during times when the unit price is high will have higher purchase costs than consumers who receive charging commands during times when the unit price is low, so they will receive more compensation. (b) Customers who receive more discharge control commands during times when the unit price is low save less power purchase cost by discharging than consumers who receive discharge commands during times when the unit price is high. to receive more rewards
需要家i(i=1,2,3)のDR報酬額の多寡を表す変数F(i)は、基準(a)および(b)に基づいて、例えば以下のように定義できる。すなわち、時刻tでの料金単価をCharge(t)とし、時刻tでの需要家iの蓄電池制御指令値をEC(t,i)とし、料金単価の平均値をAvg_Chargeとすると、F(i)は次のように表される。ここで、時刻t=0,…,47であり、00:00から始まる1コマ30分の時刻として定義される。 A variable F(i) representing the amount of DR remuneration for consumer i (i=1, 2, 3) can be defined, for example, as follows based on criteria (a) and (b). That is, let Charge(t) be the charge unit price at time t, EC(t, i) be the storage battery control command value for consumer i at time t, and Avg_Charge be the average charge unit price. is expressed as Here, time t=0, .
小売事業者からアグリゲータへのDR報酬額をIncentiveと表すと、需要家iの報酬額Incentive(i)は、例えば次のように算出できる。なお、この式の右辺の分数の分母は、配分割合を算出するための正規化項である。 If the DR reward amount from the retailer to the aggregator is represented as Incentive, the reward amount Incentive(i) for consumer i can be calculated as follows, for example. Note that the denominator of the fraction on the right side of this equation is a normalization term for calculating the allocation ratio.
本例の場合、図4より、料金単価の平均値は、Avg_Charge={(10.0×20)+(12.0×10)+(10.0×18)}/48≒10.4167となる。また、12:00から12:30までの充電の料金単価は、Charge(0)=12.0円/kWhであり、12:30から13:00までの放電の料金単価は、Charge(1)=12.0である。さらに、各需要家の充放電量は蓄電池制御指令値に相当するため、図12より、需要家1の12:00から12:30までの充放電量は、EC(0,1)=10[kWh]となり、需要家1の12:30から13:00までの充放電量は、EC(1,1)=-9[kWh]となり、需要家2の12:00から12:30までの充放電量は、EC(0,2)=7.5[kWh]となり、需要家2の12:30から13:00までの充放電量は、EC(1,2)は-6[kWh]となる。なお、需要家3の12:00から12:30までの充放電量、ならびに、12:30から13:00までの充放電量はともに0であるため、EC(0,3)=0[kWh]、EC(1,3)=0[kWh]となる。 In the case of this example, from FIG. 4, the average value of the charge unit price is Avg_Charge={(10.0×20)+(12.0×10)+(10.0×18)}/48≈10.4167. Become. The unit price for charging from 12:00 to 12:30 is Charge(0)=12.0 yen/kWh, and the unit price for discharging from 12:30 to 13:00 is Charge(1). = 12.0. Furthermore, since the charge/discharge amount of each consumer corresponds to the storage battery control command value, from FIG. kWh], the charge/discharge amount of consumer 1 from 12:30 to 13:00 is EC (1, 1) = -9 [kWh], and the charge/discharge amount of consumer 2 from 12:00 to 12:30 is The discharge amount is EC (0, 2) = 7.5 [kWh], and the charge/discharge amount of consumer 2 from 12:30 to 13:00 is -6 [kWh] for EC (1, 2). Become. In addition, since the charge/discharge amount from 12:00 to 12:30 and the charge/discharge amount from 12:30 to 13:00 of the consumer 3 are both 0, EC (0, 3) = 0 [kWh ], EC (1, 3)=0 [kWh].
従って、需要家i(i=1,2,3)のDR報酬額の多寡を表す変数F(i)は、それぞれ、F(1)=10.4167/12.0×9+12.0/10.4167×10≒19.3325、F(2)=10.4167/12.0×6+12.0/10.4167×7.5≒13.8483、F(3)=0と算出できる。図15より、Incentive=100000[円]であるので、需要家i(i=1,2,3)のDR報酬配分量Incentive(i)は、それぞれ図16に示したように、Incentive(1)=100000×19.3325/(19.3325+13.8483)≒58264[円]、Incentive(2)=100000×13.8483/(19.3325+13.8483)≒41736[円]、Incentive(3)≒0[円]となる。このように、調整量をより多く提供した需要家ほど報酬額が多くなり、公平なDR報酬額の配分が可能となる。 Therefore, the variable F(i) representing the amount of DR remuneration for consumer i (i=1, 2, 3) is F(1)=10.4167/12.0×9+12.0/10. 4167×10≈19.3325, F(2)=10.4167/12.0×6+12.0/10.4167×7.5≈13.8483, F(3)=0. From FIG. 15, since Incentive=100000 [yen], the DR reward distribution amount Incentive(i) for consumer i (i=1, 2, 3) is Incentive(1) as shown in FIG. =100000×19.3325/(19.3325+13.8483)≈58264 [yen], Incentive(2)=100000×13.8483/(19.3325+13.8483)≈41736 [yen], Incentive(3)≈0 [Yen]. In this way, the more the amount of adjustment is provided to the customer, the larger the amount of remuneration will be, making it possible to distribute the amount of DR remuneration fairly.
図17は、実施の形態2に係る電力管理装置200の動作を示すフローチャートである。図17のフローは、図13のフローの最後に、ステップST11およびST12を追加したものである。ステップST1~ステップST10の処理は、図13と同様であるため、ここでの説明は省略する。 FIG. 17 is a flowchart showing operations of the power management device 200 according to the second embodiment. The flow of FIG. 17 is obtained by adding steps ST11 and ST12 to the end of the flow of FIG. Since the processes of steps ST1 to ST10 are the same as those in FIG. 13, descriptions thereof are omitted here.
ステップST1~ステップST10の処理によって、各需要家の電力需給の調整が行われると、その後、小売事業者情報受信部201が、小売事業者サーバ101からDRの達成度に応じたDR報酬額を受信する(ステップST11)。そして、DR報酬配分量算出部301が、小売事業者情報受信部201が受信したDR報酬額と、各需要家が提供した調整量とに基づいて、需要家ごとのDR報酬配分量を算出する(ステップST12)。DR報酬配分量算出部301は、各需要家のDR報酬配分量を、その需要家が提供した調整量に応じた額となるように算出するため、公平なDR報酬額の配分が行われる。
After the power supply and demand of each consumer is adjusted by the processing of steps ST1 to ST10, the retailer
以上の説明においては、需要家情報受信部202が受信する需要家情報に含まれる蓄電池実績値、需要量実績値および発電量実績値、需要量予測部203が算出する需要量予測値、ならびに、発電量予測部204が算出する発電量予測値を、それぞれ30分ごとの値としたが、これは、電力需給のインバランスの判定が30分ごとに行われると仮定しているためである。しかし、インバランスの判定周期は30分に限られず、蓄電池実績値、需要量実績値、発電量実績値、需要量予測値および発電量予測値、ならびに、それらの値から算出される蓄電池制御指令値やDR報酬額などの周期は、インバランスの判定周期に応じて変更され得る。
In the above description, the storage battery actual value, the demand actual value, and the power generation actual value included in the consumer information received by the consumer
なお、本発明は、その発明の範囲内において、各実施の形態を自由に組み合わせたり、各実施の形態を適宜、変形、省略したりすることが可能である。 In addition, within the scope of the invention, each embodiment can be freely combined, and each embodiment can be appropriately modified or omitted.
101 小売事業者サーバ、102 需要家EMS、200 電力管理装置、201 小売事業者情報受信部、202 需要家情報受信部、203 需要量予測部、204 発電量予測部、205 設備制約算出部、206 受電点制約算出部、207 買電コスト算出部、208 DRコスト算出部、209 蓄電池制御指令値算出部、210 蓄電池制御指令値送信部、301 DR報酬配分量算出部。
101 retailer server, 102 consumer EMS, 200 power management device, 201 retailer information receiving unit, 202 consumer information receiving unit, 203 demand prediction unit, 204 power generation amount prediction unit, 205 facility constraint calculation unit, 206 207 power purchase
Claims (2)
少なくとも1以上の需要家から、各前記需要家の蓄電池設備情報、蓄電池実績値、需要量実績値および発電量実績値の情報を含む需要家情報を受信する需要家情報受信部と、
各前記需要家の前記需要量実績値に基づいて、各前記需要家の需要量予測値を算出する需要量予測部と、
各前記需要家の前記発電量実績値に基づいて、各前記需要家の発電量予測値を算出する発電量予測部と、
各前記需要家の前記蓄電池設備情報および前記蓄電池実績値に基づいて、各前記需要家の設備制約を算出する設備制約算出部と、
各前記需要家の前記需要量予測値および前記発電量予測値に基づいて、各前記需要家の受電点制約を算出する受電点制約算出部と、
前記料金体系および各前記需要家の前記小売事業者からの買電量に基づいて、買電コストを算出する買電コスト算出部と、
前記DR要求値および各前記需要家の前記小売事業者からの前記買電量に基づいて、DRコストを算出するDRコスト算出部と、
前記DRコストと前記買電コストとの和を目的関数にし、各前記需要家の前記設備制約および前記受電点制約を制約条件にした最適化問題を解くことによって、各前記需要家への蓄電池制御指令値を算出する蓄電池制御指令値算出部と、
各前記需要家へ前記蓄電池制御指令値を送信する蓄電池制御指令値送信部と、
を備える電力管理装置。 a retailer information receiving unit that receives retailer information including DR (demand response) request value and fee system information from the retailer;
a consumer information receiving unit that receives, from at least one or more consumers, consumer information including information on storage battery facility information, storage battery actual values, demand actual values, and power generation actual values of each consumer;
a demand prediction unit that calculates a predicted demand value of each consumer based on the actual demand value of each consumer;
a power generation amount prediction unit that calculates a predicted power generation amount value for each consumer based on the actual power generation amount value for each consumer;
an equipment constraint calculation unit that calculates equipment constraints of each consumer based on the storage battery equipment information and the actual value of the storage battery of each consumer;
a power receiving point constraint calculation unit that calculates a power receiving point constraint for each consumer based on the predicted demand value and the predicted power generation value for each consumer;
a power purchase cost calculation unit that calculates a power purchase cost based on the rate system and the amount of power purchased by each of the consumers from the retailer;
a DR cost calculation unit that calculates a DR cost based on the DR request value and the power purchase amount of each consumer from the retailer;
Storage battery control for each customer by solving an optimization problem with the sum of the DR cost and the power purchase cost as an objective function and with the facility restrictions and the power receiving point restrictions of each customer as constraints. a storage battery control command value calculation unit that calculates a command value;
a storage battery control command value transmission unit that transmits the storage battery control command value to each of the consumers;
A power management device comprising:
請求項1記載の電力管理装置。 Further comprising a DR reward distribution amount calculation unit that calculates a reward amount to be paid to each of the consumers based on the adjustment amount provided by each of the consumers to achieve the DR when there are a plurality of the consumers,
The power management device according to claim 1.
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