WO2014115556A1 - 電力系統の制御システム - Google Patents

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WO2014115556A1
WO2014115556A1 PCT/JP2014/000345 JP2014000345W WO2014115556A1 WO 2014115556 A1 WO2014115556 A1 WO 2014115556A1 JP 2014000345 W JP2014000345 W JP 2014000345W WO 2014115556 A1 WO2014115556 A1 WO 2014115556A1
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difference
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勇樹 千葉
佳明 大佐古
哲哉 穐山
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株式会社 東芝
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Definitions

  • This embodiment relates to a power system control system.
  • Demand Response means that the customer reduces power consumption in response to demand (demand, especially during peak demand) in the power grid, or supplies surplus power to other consumers. Or refers to such a mechanism.
  • the power distribution side also has a power source.
  • the demand response that controls the power consumption of consumers in consideration of the presence and capability of the power distribution side power supply Has been proposed.
  • the conventional technique calculates the output distribution of the generator provided in the host system so that the fuel cost is optimal with respect to the power demand of the entire distribution system. That is, the conventional technology does not consider the power supply on the distribution side or demand response control even if the demand for the distribution system is taken into consideration.
  • An object of the present embodiment is to provide a power system control system capable of minimizing the power supply cost for each facility, equipment, and customer in the power distribution system.
  • Another object of the present embodiment is to provide a power system control system capable of minimizing the power supply cost in the entire system including the distribution system and the backbone system having the host generator.
  • the power system control system of the present embodiment is characterized by having the following configuration.
  • a demand forecasting unit that calculates demand forecast values for the entire power system.
  • a difference extraction unit for obtaining a difference between the demand forecast value and the supply plan value.
  • a distribution system economic load distribution unit that distributes the difference obtained by the difference extraction unit to a control object provided in the distribution system based on a cost optimization method.
  • a control unit that outputs a control amount based on the distribution amount obtained by the economic load distribution unit of the power distribution system to the control target.
  • the power system may have a plurality of distribution systems, and may include a difference distribution amount calculation unit that distributes the difference obtained by the difference extraction unit according to the difference adjustment capability of each distribution system. .
  • the power system includes a backbone system to which a plurality of higher-order generators are connected, and a plurality of distribution systems, and a control amount for the plurality of higher-order generators is determined based on a cost optimization method. It is also possible to provide an economic load distribution unit for the main system to be distributed.
  • FIG. 1 The figure which shows the structure of the electric power system by which the natural energy power supply of embodiment was introduced.
  • the functional block diagram which shows the structure of the electric power supply-and-demand planning apparatus 100 of embodiment.
  • FIG. The block diagram of the distribution system economic load distribution part 106.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a configuration of a power system according to the present embodiment.
  • the power system includes a main system 10, a power distribution system 20, and a distribution substation 30 that supplies power from the main system 10 to the power distribution system 20.
  • a plurality of host generators 1 are connected to the main system 10 as controllable power supplies.
  • Connected to the power distribution system 20 are a solar power generation facility 2, a wind power generation facility 3, a storage battery 4, a customer 5 that can respond to demand response, and a customer 6 that cannot respond to demand response.
  • the host generator 1 includes, for example, a power source such as a nuclear power generator, a thermal power generator, and a hydroelectric power generator, and a power source that performs charging such as a pumped water generator and a secondary battery.
  • a power source such as a nuclear power generator, a thermal power generator, and a hydroelectric power generator
  • a power source that performs charging such as a pumped water generator and a secondary battery.
  • the solar power generation facility 2 and the wind power generation facility 3 connected to the power distribution system 20 are natural energy power sources.
  • a natural energy power source such as the solar power generation facility 2 and the wind power generation facility 3 or the storage battery 4 may be connected to the main system 10.
  • the power supply and demand planning device 100 is communicably connected to each upper power generator 1, the solar power generation facility 2, the wind power generation facility 3, the storage battery 4, and the customer 5 of each distribution system 20 via the communication network 200. Yes.
  • FIG. 2 shows an example of a hardware configuration of the power supply and demand planning apparatus 100.
  • the power supply / demand planning apparatus 100 includes a CPU 110, a memory 120, an input device 130, a display device 140, and a communication device 150.
  • FIG. 3 shows a functional block diagram of the power supply and demand planning device 100.
  • the power supply and demand planning apparatus 100 includes a demand prediction unit 101 that takes in input data and calculates a demand prediction value for the entire system, a supply planning unit 102 that calculates a supply plan value based on the demand prediction, and a power generation amount prediction unit for renewable energy 103 (hereinafter referred to as a power generation amount prediction unit 103), and a difference extraction unit 104 that calculates the difference between the demand prediction value and the supply plan value.
  • a demand prediction unit 101 that takes in input data and calculates a demand prediction value for the entire system
  • a supply planning unit 102 that calculates a supply plan value based on the demand prediction
  • a power generation amount prediction unit for renewable energy 103 hereinafter referred to as a power generation amount prediction unit 103
  • a difference extraction unit 104 that calculates the difference between the demand prediction value and the supply plan value.
  • the output side of the difference extraction unit 104 is connected to a difference distribution amount calculation unit 105 that distributes a difference corresponding to the control capability of the distribution system 20 for each substation.
  • the difference distribution amount calculation unit 105 is connected to the difference distribution amount calculation unit 105.
  • An economic load distribution unit 106 is connected. The economic load distribution unit 106 performs cost optimization calculation when distributing the difference to the devices of each power distribution system 20.
  • the control targets of the power supply and demand planning device 100 are a transmission voltage control device provided in a substation, a consumer 5 capable of responding to demand response, a storage battery 3 capable of charging / discharging the distribution system, and a distribution system.
  • the solar power generation facility 2 and the wind power generation facility 3 connected to the. Therefore, a voltage / reactive power control unit 161, a demand response control unit 162, a storage battery control unit 163, and a renewable energy control unit 164 are connected to the output side of the economic load distribution unit 106 of the power distribution system 20.
  • the economic load distribution unit 107 of the backbone system that performs the cost optimization calculation when distributing the power generation amount to each higher power generator 1 is performed. Is connected.
  • the output control unit 160 of each host generator 1 connected to the backbone system is connected to the output side of the economic load distribution unit 107 of the backbone system.
  • Each part of the power supply and demand planning apparatus 100 has functions and processing procedures stored in the memory 120 as computer programs.
  • the CPU 110 reads out and executes the computer programs stored in the memory 120 as necessary. It is realized by doing.
  • Each of these parts, the host generator 1, the solar power generation facility 2, the wind power generation facility 3, the storage battery 4, and the customer 5 of each distribution system 20 use the communication device 150 and the communication network 200 to control data and control. Send and receive commands.
  • FIG. 4 shows an example of the demand forecasting unit 101 and the supply planning unit 102.
  • the demand forecasting unit 101 (1) Real-time demand data (2) Meteorological data such as maximum temperature, average temperature and humidity (3) It has the demand forecast calculation part 1012 which forecasts the demand of a forecast day based on input data 1011, such as date data, such as a day of the week, a public holiday, and a special day.
  • the supply planning unit 102 (1) It has a supply plan calculation unit 1022 that calculates a supply plan based on input data 1021 such as load information such as a load capacity and a place where the load occurs and a demand prediction amount calculated by the demand prediction calculation unit 1012.
  • FIG. 5 shows an example of the power generation amount prediction unit 103. Renewable energy is affected by the weather and is difficult to predict. Therefore, the predicted value is calculated by comparing real-time measured data and past data.
  • the power generation amount prediction unit 103 predicts the power generation amount for each natural energy power source such as the solar power generation facility 2 and the wind power generation facility 3 provided in each distribution system 20, and totals the predicted values of each distribution system 20. Predict the amount of renewable energy generated by the entire grid. If a natural energy power source is connected to the main grid, the power generation amount is also predicted and tabulated.
  • the power generation amount prediction unit 103 includes a wind power generation amount calculation unit 1031 and a solar power generation amount calculation unit 1035.
  • the wind power generation amount calculation unit 1031 is (1) Weather data such as wind speed and direction of the wind power generation facility (2) Based on input data 1032 such as past weather data, a similar day calculation unit 1033 that calculates a past date similar to the weather on the predicted date, and predicts the wind speed based on the calculated similar date A wind speed prediction unit 1034 is provided. The wind power generation amount calculation unit 1031 calculates the power generation amount on the prediction date based on the predicted wind speed.
  • the input data 1032 is a wind speed, a wind direction, etc. as an example.
  • the photovoltaic power generation amount calculation unit 1035 (1) Weather data for the location of photovoltaic power generation facilities (2) Based on input data 1036 such as past weather data, a similar date calculation unit 1037 that calculates a past date similar to the weather on the predicted date, and a photovoltaic power generation facility based on the calculated similar date An illuminance prediction unit 1038 for predicting the illuminance with respect to is provided. The photovoltaic power generation amount calculation unit 1035 calculates the power generation amount on the prediction date based on the predicted illuminance.
  • the input data 1036 is, for example, day length, solar altitude, air, temperature, humidity, wind direction, wind speed, cloud cover, and the like.
  • the difference extraction unit 104 calculates the difference between the demand forecast value and the supply plan value.
  • the difference between the demand forecast value and the supply plan value not only the predicted value and the planned value obtained by the demand forecasting unit 101 and the supply planning unit 102 but also the predicted power generation value of the renewable energy obtained by the power generation amount forecasting unit 103 is considered. Specifically, the power generation prediction value is subtracted from the demand prediction value, and the difference from the supply plan value is calculated.
  • the difference distribution amount calculation unit 105 distributes the difference between the demand amount and the supply amount calculated by the difference extraction unit 104 to each substation that is a power receiving unit of each distribution system 20 according to the capability of the distribution system 20. . That is, although it is possible to determine the control amount for each facility or customer connected to each distribution system 20 by the economic load distribution unit of one distribution system, the controlled facility or customer As a result, the cost optimization calculation becomes complicated. In the present embodiment, by distributing the difference for each distribution system 20, for each distributed system, performing cost and optimization calculation in each distribution system 20, and controlling the facilities and consumers of each distribution system 20, The calculation can be simplified and speeded up.
  • the difference distribution by the difference distribution amount calculation unit 105 distributes the difference on the basis of fixed parameters such as the scale of the power distribution system 20, the equipment content, and the type of customer. For example, (1) The scale of distribution system 20 is large (2) Large amount of electricity stored by storage battery 4 (3) Many customers 5 can respond to demand response (4) The distribution system 20 such as a large number of customers who have private power generation facilities has a high ability to absorb the difference, and therefore distributes more difference to such a distribution system 20.
  • the economic load distribution unit 106 of the distribution system 20 distributes the difference between the demand amount and the supply amount distributed to each distribution system 20 to the control units 161 to 164 of the distribution system 20. In this distribution, an appropriate distribution amount is set for each device of the power distribution system 20 by a cost optimization method. Therefore, the economic load distribution unit 106 includes an economic load distribution calculation unit 1064 for obtaining an optimal solution. As shown in FIG. 6, the calculation unit 1064 calculates input data 1061 related to fixed components such as equipment specifications of the distribution system 20, input data 1062 related to components that change at any time such as real-time demand data, and difference distribution amount calculation. The difference data 1063 between the demand amount and the supply amount in each distribution system 20 calculated by the unit 105 is received, and the distribution amount with the lowest cost is calculated in the distribution system based on these data.
  • the input data 1061 related to the fixed component is, for example, as follows.
  • Equipment specifications of distribution system 20 (a) Storage battery capacity, charge / discharge loss, deterioration (b) Load capacity, location, demand response response rate (c) Capacity and location of voltage / reactive power control device (d) Renewable energy capacity and location (e) System information such as impedance
  • the input data 1062 relating to components that change from time to time is, for example, the following.
  • the economic load distribution calculation unit 1064 provided in the economic load distribution unit 106 of the distribution system is as follows. An economic load distribution is calculated for each control object provided at 20. First, control amounts of the voltage / reactive power control unit 161, the demand response control unit 162, the storage battery control unit 163, and the renewable energy control unit 164 are as follows.
  • the economic load distribution calculation unit 1064 calculates the control amount of each of the control units 161 to 164 so that the sum of the control amounts is equal to the difference x between the demand amount and the supply amount as shown in the following equation (1). To do.
  • Unit costs yl, y2, y3, and y4 related to the control of each of the control units 161 to 164 are defined as follows. In addition, since these costs differ in each distribution system 20, economic load distribution calculation is required for each distribution system.
  • Storage battery control y3 ... Average value of power generation cost of the host generator according to the time zone when charging the storage battery.
  • the calculation unit 1064 calculates Equation (2) for obtaining the objective function X that minimizes the control cost.
  • Some costs vary depending on the amount of power generation, and the objective function is a non-linear function. Therefore, the cost is calculated by using non-linear programming or the like.
  • Real-time demand data (2) Meteorological data such as maximum temperature, average temperature and humidity (3)
  • input data 1011 such as date data such as day of the week, public holidays, and special days is input (step 1)
  • the demand prediction unit 101 predicts the demand on the prediction date based on these data (step) 2).
  • the power generation amount prediction unit 103 calculates the power generation amount by using the wind power generation amount calculation unit 1031 and the solar power generation amount calculation unit 1035 (step 3). Either step 3 or step 2 may be performed first.
  • the wind power generation amount calculation unit 1031 is: (1) Weather data such as wind speed and direction at the installation site of wind power generation facilities (2) The wind power generation amount on the forecast date is calculated based on input data 1032 such as past weather data.
  • the photovoltaic power generation amount calculation unit 1035 (1) Weather data for the location of photovoltaic power generation facilities (2) Based on input data 1036 such as past weather data, the amount of photovoltaic power generation on the forecast date is calculated.
  • the supply planning unit 102 includes a demand forecast amount obtained from the demand forecast unit 101 and the power generation amount prediction unit 103, a predicted power generation amount of renewable energy, and (1) Based on input data 1021 such as load information such as load capacity and the place where the load occurs, a supply plan value for each distribution system 20 is calculated (step 4).
  • the difference extraction unit 104 calculates the difference between them (step 5). Of this difference, the power generator 1 can cover the range where the supply plan value exceeds the demand forecast amount (YES in step 6).
  • the power generation amount is distributed to each upper power generator 1 of the backbone system 10. That is, the economic load distribution unit 107 of the backbone system calculates how each upper generator is operated with the highest economic efficiency (step 7), and operates each upper generator 1 according to the output result. (Step 8).
  • the power generation amount of the host generator 1 is insufficient (NO in step 6).
  • the shortage amount is borne by each distribution system 20, since the scale, facility content, and customer are different in each distribution system 20, in the present embodiment, the difference distribution amount calculation unit 105 according to such parameters.
  • the insufficient difference is distributed to each distribution system 20 (step 9).
  • the economic load distribution unit 106 of the distribution system Based on the difference distributed to each distribution system 20, the economic load distribution unit 106 of the distribution system performs a cost optimization calculation on the control units 161 to 164 of each distribution system 20, and calculates respective control amounts (steps). 10) Control each device of the distribution system according to the obtained control amount (step 11).
  • a demand response method it is also possible to directly control power supply to the equipment owned by the corresponding customer 5. Further, a request for reducing the amount of power consumption may be made to the consumer using the communication device 150, and the response result may be received.
  • the transmission voltage control device provided in the substation, the consumer capable of responding to demand response, and charging / discharging to the distribution system It can be any possible storage battery, solar or wind power installation connected to the distribution system, or a combination thereof. Other devices can be used in addition to the above embodiment, and control parameters can be selected as appropriate.
  • the several high-order generator 1 connected to the main system was controlled according to the economic optimization method, it is used only for control of each apparatus, equipment, etc. in a single power distribution system, without combining with a main system. You can also.
  • the difference between supply and demand can be calculated by the demand prediction unit and the supply plan unit without providing a power generation amount prediction unit for renewable energy.
  • the present invention is used in a power supply and demand planning apparatus in which a demand response or the like is performed in an electric power system or a power distribution system.

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Abstract

【課題】配電系統における各設備や機器、需要家に対する電力供給コストの最小化を可能とする。 【解決手段】電力系統全体の需要予測値を算出する需要予測部(１０１)と、電力系統全体の供給計画値を算出する供給計画部(１０２)と、需要予測値と供給計画値の差分を求める差分抽出部(１０４)と、差分抽出部で得られた差分を、配電系統に設けられた制御対象に対して、コスト最適化手法に基づいて分配する配電系統の経済負荷配分部(１０６)と、配電系統の経済負荷配分部(１０６)によって得られた分配量に基づく制御量を、制御対象に出力する制御部とを備えることを特徴とする。電力系統が複数の配電系統を有するものであり、差分抽出部(１０４)で得られた差分を各配電系統の差分調整能力に合わせて配分する差分配分量算出部を備えることもできる。

Description

電力系統の制御システム
　本実施形態は、電力系統の制御システムに関する。
　電力系統の制御システムとして、デマンドレスポンスに対応した技術が知られている。デマンドレスポンス（需要応答：Demand Response）とは、電力網における需要（デマンド、特にピーク需要時）に応答して顧客が電力消費を低減したり、他の需要家に余剰電力を供給したりすること、またはそのような仕組みを指す。
　現在の電力系統の経済最適化手法として、経済負荷配分が知られている。自然エネルギーの普及に対する経済最適化手法として、各自然エネルギーの設備データや過去の実績値から発電予測をたて、経済負荷配分に適用する手法も知られている。このようなものとして日本国の公開特許公報、特開２０１２－３４４４４号公報(以下、特開２０１２－３４４４４号公報という)がある。
特開２０１２－３４４４４号公報
　最近では、蓄電池や再生可能エネルギー等の分散型電源が普及し、配電側にも電源を持つようになり、配電側電源の有無や能力を考慮して、需要家の使用電力を制御するデマンドレスポンスが提案されている。これに対して、従来の技術は、配電系統全体の電力需要に対して、上位系統に設けられた発電機の出力配分を、その燃料費が最適になるように計算する。すなわち、従来技術は、配電系統の需要は考慮していても、配電側の電源やデマンドレスポンス制御については、何ら考慮しない。
　上位系統に位置する発電機の燃料費による最適化だけでは、配電系統に備えられた自然エネルギー等の電源を利用する効果や、デマンドレスポンス制御による効果を最大限に引き出すことは難しい。そのため、従来技術では、上位系統と配電系統の双方における電力供給コストが最小化となる最適解を導くことはできない。
　本実施形態の目的は、配電系統における各設備や機器、需要家に対する電力供給コストの最小化を可能とした電力系統の制御システムを提供することにある。
　本実施形態の他の目的は、配電系統並びに上位発電機を有する基幹系統も含めた系統全体における電力供給コストの最小化を可能とした電力系統の制御システムを提供することにある。
　本実施形態の電力系統の制御システムは、次の構成を有することを特徴とする。
(1) 電力系統全体の需要予測値を算出する需要予測部。
(2) 電力系統全体の供給計画値を算出する供給計画部。
(3) 前記需要予測値と供給計画値の差分を求める差分抽出部。
(4) 前記差分抽出部で得られた差分を、配電系統に設けられた制御対象に対して、コスト最適化手法に基づいて分配する配電系統の経済負荷配分部。
(5) 前記配電系統の経済負荷配分部によって得られた分配量に基づく制御量を、前記制御対象に出力する制御部。
　実施形態において、前記電力系統が複数の配電系統を有するものであり、前記差分抽出部で得られた差分を各配電系統の差分調整能力に合わせて配分する差分配分量算出部を備えることもできる。
　実施形態において、前記電力系統が、複数の上位発電機が接続された基幹系統と、複数の配電系統を有するものであり、前記複数の上位発電機に対する制御量を、コスト最適化手法に基づいて分配する基幹系統の経済負荷配分部を備えることもできる。
実施形態の自然エネルギー電源の導入された電力系統の構成を示す図。 実施形態の電力需給計画装置１００のハードウェア構成を示す図。 実施形態の電力需給計画装置１００の構成を示す機能ブロック図。 需要予測部１０１と供給計画部１０２のブロック図。 再生可能エネルギー発電量予測部１０３のブロック図。 配電系統経済負荷配分部１０６のブロック図。 実施形態の電力需給計画装置の動作を示すフローチャート。
［１．第１の実施形態］
［１－１．実施形態の構成］
　図１は、本実施形態の電力系統の構成を示す図である。
　電力系統は、基幹系統１０、配電系統２０、基幹系統１０から配電系統２０へ電力を供給する配電用変電所３０から構成される。基幹系統１０には、制御可能な電源として複数の上位発電機１が接続されている。配電系統２０には、太陽光発電設備２、風力発電設備３、蓄電池４、デマンドレスポンスに対応可能な需要家５、デマンドレスポンスに対応不可能な需要家６が接続されている。
　上位発電機１は、例えば、原子力発電機、火力発電機、水力発電機といった電源のほか、揚水発電機、二次電池といった充電を行う電源が含まれる。配電系統２０に接続された太陽光発電設備２及び風力発電設備３は、自然エネルギー電源である。なお、図示しないが、基幹系統１０に、太陽光発電設備２、風力発電設備３などの自然エネルギー電源や、蓄電池４を接続しても良い。
　電力需給計画装置１００は、通信網２００を介して、各上位発電機１、各配電系統２０の太陽光発電設備２、風力発電設備３、蓄電池４及び需要家５と、通信可能に接続されている。
　図２に、電力需給計画装置１００のハードウェア構成の一例を示す。電力需給計画装置１００は、ＣＰＵ１１０、メモリ１２０、入力装置１３０、表示装置１４０及び通信装置１５０を備えている。
　図３に、電力需給計画装置１００の機能ブロック図を示す。電力需給計画装置１００は、入力データを取り込んで系統全体の需要予測値を算出する需要予測部１０１、需要予測に基づいた供給計画値を算出する供給計画部１０２、再生可能エネルギーの発電量予測部１０３（以下、発電量予測部１０３という）、需要予測値と供給計画値の差分を演算する差分抽出部１０４を備える。
　差分抽出部１０４の出力側には、配電系統２０の制御能力に応じた差分を変電所ごとに分配する差分配分量算出部１０５が接続され、この差分配分量算出部１０５に、配電系統２０の経済負荷配分部１０６が接続されている。この経済負荷配分部１０６は、各配電系統２０の機器に対して差分を分配するに当たり、コスト最適化計算を行う。
　本実施形態では、電力需給計画装置１００による制御対象は、変電所に設けられた送電電圧制御装置、デマンドレスポンスに対応可能な需要家５、配電系統に対して充放電可能な蓄電池３、配電系統に接続されている太陽光発電設備２や風力発電設備３である。そのため、配電系統２０の経済負荷配分部１０６の出力側には、電圧・無効電力制御部１６１、デマンドレスポンス制御部１６２、蓄電池制御部１６３、再生可能エネルギー制御部１６４が接続されている。
　更に、差分配分量算出部１０５を介して差分抽出部１０４の出力側には、各上位発電機１に対して発電量を分配するに当たり、コスト最適化計算を行う基幹系統の経済負荷配分部１０７が接続されている。この基幹系統の経済負荷配分部１０７の出力側には、基幹系統に接続されている各上位発電機１の出力制御部１６０が接続されている。
　これら、電力需給計画装置１００を構成する各部分は、その機能や処理手順が、コンピュータプログラムとしてメモリ１２０に記憶されており、メモリ１２０に記憶されたコンピュータプログラムを必要に応じてＣＰＵ１１０が読み出して実行することにより実現される。これら各部分と、上位発電機１と、各配電系統２０の太陽光発電設備２、風力発電設備３、蓄電池４及び需要家５は、通信装置１５０及び通信網２００を使用して、データや制御コマンドの授受を行う。
　入力装置１３０からは、電力需給計画装置１００が必要とするデータやコマンドなどを入力する。電力需給計画装置１００の各部で生成あるいは処理されたデータや演算結果、制御量などは、表示装置１４０及び通信装置１５０により、電力需給計画装置１００の外部に出力する。
　図４に、需要予測部１０１と供給計画部１０２の一例を示す。
　需要予測部１０１は、
(1) リアルタイム需要データ
(2) 最高気温、平均気温、湿度などの気象データ
(3) 曜日、公休、特異日などの日付データ
などの入力データ１０１１に基づいて、予測日の需要を予測する需要予測算出部１０１２を有する。
　供給計画部１０２は、
(1) 負荷容量やその発生場所などの負荷情報などの入力データ１０２１と、前記需要予測算出部１０１２によって算出された需要予測量に基づいて、供給計画を算出する供給計画算出部１０２２を有する。
　図５に、発電量予測部１０３の一例を示す。再生可能エネルギーは天候による影響が大きく予測が難しいため、リアルタイムの実測データと過去データの照らし合わせにより、予測値を算出する。
　発電量予測部１０３は、各配電系統２０に設けられた太陽光発電設備２、風力発電設備３などの自然エネルギー電源毎にその発電量を予測し、各配電系統２０の予測値を集計して、系統全体の再生可能エネルギーの発電量を予測する。基幹系統に自然エネルギー電源が接続されている場合は、その発電量も予測して、集計する。発電量予測部１０３は、風力発電量算出部１０３１と、太陽光発電量算出部１０３５とを有する。
　風力発電量算出部１０３１は、
(1) 風力発電設備設置場所の風速、風向などの天候データ
(2) 過去の天候データ
などの入力データ１０３２に基づいて、予測日の天候に相似している過去の日を算出する相似日算出部１０３３と、算出された相似日に基づいて風速を予測する風速予測部１０３４を備える。風力発電量算出部１０３１は、予測された風速に基づいて予測日の発電量を算出する。入力データ１０３２は、一例として、風速、風向などである。
　太陽光発電量算出部１０３５は、
(1) 太陽光発電設備設置場所の天候データ
(2) 過去の天候データ
などの入力データ１０３６に基づいて、予測日の天候に相似している過去の日を算出する相似日算出部１０３７と、算出された相似日に基づいて太陽光発電設備に対する照度を予測する照度予測部１０３８を備える。太陽光発電量算出部１０３５は、予測された照度に基づいて予測日の発電量を算出する。入力データ１０３６は、一例として、日の長さ、太陽高度、大気、気温、湿度、風向き、風速、雲量などである。
　差分抽出部１０４は、需要予測値と供給計画値の差分を演算する。本実施形態では、需要予測部１０１と供給計画部１０２で得られた予測値と計画値だけでなく、発電量予測部１０３によって得られた再生可能エネルギーの発電予測値を考慮する。具体的には、需要予測値から発電予測値を差し引いて、供給計画値との差分を計算する。
　差分配分量算出部１０５は、差分抽出部１０４が算出した需要量と供給量の差分を、配電系統２０の能力に応じて、各配電系統２０の電力の受け入れ部である変電所ごとに分配する。すなわち、各配電系統２０に接続されている各設備や需要家などに対する制御量を、１つの配電系の統経済負荷配分部によって決定することも可能ではあるが、制御対象となる設備や需要家の数が膨大になりコスト最適化の計算が複雑になる。本実施形態では、配電系統２０毎に差分を分配し、分配された差分について、各配電系統２０でコストと最適化計算を実施し、各配電系統２０の設備や需要家を制御することで、計算の単純化、迅速化を可能としている。
　差分配分量算出部１０５による差分の配分は、配電系統２０の規模、設備内容や需要家の種別など、固定的なパラメータを基準として、差分を分配する。例えば、
(1) 配電系統２０の規模が大きい
(2) 蓄電池４による蓄電量が多い
(3) デマンドレスポンスに対応可能な需要家５が多い
(4) 自家発電設備を有する需要家が多い
などの配電系統２０は、差分を吸収できる能力が高いので、そのような配電系統２０にはより多くの差分を分配する。
　配電系統２０の経済負荷配分部１０６は、各配電系統２０に配分された需要量と供給量の差分について、配電系統２０の各制御部１６１～１６４に配分する。この配分に当たっては、コスト最適化の手法により、配電系統２０の各機器について適切な配分量を設定する。そのため、経済負荷配分部１０６は、最適解を得るための経済負荷配分算出部１０６４を有する。この算出部１０６４は、図６に示すように、配電系統２０の設備仕様といった固定的な成分に関する入力データ１０６１と、リアルタイムの需要データなどの随時変動する成分に関する入力データ１０６２と、差分配分量算出部１０５で算出した各配電系統２０における需要量と供給量の差分データ１０６３を受信し、これらのデータに基づいて、その配電系統においても最もコストの低い配分量を演算する。
　固定的な成分に関する入力データ１０６１としては、例えば、次のものである。
(1) 配電系統２０の設備仕様
(a) 蓄電池の容量、充放電ロス、劣化
(b) 負荷の容量、場所、デマンドレスポンス応答率
(c) 電圧・無効電力制御装置の容量、場所
(d) 再生可能エネルギーの容量、場所
(e) インピーダンス等の系統情報
　随時変動する成分に関する入力データ１０６２としては、例えば、次のものである。
(1) リアルタイム需要データ
(2) 再生可能エネルギー出力量
(3) 蓄電池残量
(4) 有効電力、無効電力、電圧など、配電系統２０の測定値
　配電系統の経済負荷配分部１０６に設けられた経済負荷配分算出部１０６４は、一例として、次のようにして、各配電系統２０に設けられた各制御対象に対する経済負荷配分の演算を行う。まず、電圧・無効電力制御部１６１、デマンドレスポンス制御部１６２、蓄電池制御部１６３、再生可能エネルギー制御部１６４の制御量を、次の通りとする。
(1) 電圧・無効電力制御：ａ
(2) デマンドレスポンス制御：ｂ
(3) 蓄電池制御：ｃ
(4) 再生可能エネルギー制御：ｄ
　経済負荷配分算出部１０６４は、下記の式（１）のように、上記の制御量の総和が需要量と供給量の差分ｘと等しくなるように、各制御部１６１～１６４の制御量を算出する。
　ｘ＝ａ＋ｂ＋ｃ＋ｄ…式（１）
　各制御部１６１～１６４のそれぞれの制御にかかる単位コストｙｌ，ｙ２，ｙ３，ｙ４を、下記のように定義する。なお、これらのコストは、各配電系統２０で異なるため、各配電系統別に経済負荷配分計算が必要となる。
(1) 電圧・無効電力制御：ｙｌ…配電系統２０において電圧を制御した時に増減する皮相電力に対するコスト。配電系統２０で、電圧を上げると消費電力が大きくなり、発電コストが増大する。
(2) デマンドレスポンス制御：ｙ２…デマンドレスポンスに対応した需要家に対する謝礼金。
 (3) 蓄電池制御：ｙ３…蓄電池を充電する時の時間帯による上位発電機の発電コストの平均値。
(4) 再生可能エネルギー制御：ｙ４…再生可能エネルギーによる発電が停止した場合に、その電力を上位発電機から供給する際のコスト。
　上記の制御量と単位コストを用い、算出部１０６４は、制御コストが最小となるような目的関数Ｘを求める式（２）を計算する。コストは発電量により変化するものがあり、目的関数は非線形な関数となるため、非線形計画法等を用いることにより、計算する。
　Ｘ＝minΣ（ａ＊ｙｌ＋ｂ＊ｙ２＋ｃ＊ｙ３＋ｄ＊ｙ４）…式（２）
　非線形計画法については、以下に記載されている。
Gill, P.E., W.Murray,
M.H.Wright, "Numerical Linear Algebra and
Optimization", Vol.1, Addison Wesley,1991
K.Schittkowski (1981): The nonlinear programming method of Wllson,Han and Powell.
Part 1:Convergence
analysis, Numerische Mathematik,
Vol.38, 83-114,
Part 2: An efficient implementation With
linear least squares subproblems, Numerische
Mathematik, Vol.38,115-127
　基幹系統の経済負荷配分部１０７としては、各種の手法により各上位発電機１に対して発電量を分配するに当たり、コスト最適化計算を行うものを使用することができる。例えば、各上位発電機１が必要とする発電コストとして、燃料費、送配電ロス、運転の停止・再開に掛かるコスト、運転に伴う環境整備費、各発電機の減価償却費、など、各種のコストをパラメータとして、コストの最適化計算を行うことができる。
［１－２．実施形態の作用］
　図７を参照して、本実施形態に係る電力需給計画装置１００の具体的な動作を説明する。
　図７のフローチャートに示すように、
(1) リアルタイム需要データ
(2) 最高気温、平均気温、湿度などの気象データ
(3) 曜日、公休、特異日などの日付データ
などの入力データ１０１１が入力される（ステップ１）と、需要予測部１０１は、これらのデータに基づいて、予測日の需要を予測する（ステップ２）。
　同様に、発電量予測部１０３は、風力発電量算出部１０３１及び太陽光発電量算出部１０３５によって、それらの発電量を算出する（ステップ３）。このステップ３と前記のステップ２は、いずれを先に行っても良い。
　具体的には、風力発電量算出部１０３１は、
(1) 風力発電設備の設置場所の風速、風向などの天候データ
(2) 過去の天候データ
などの入力データ１０３２に基づいて、予測日の風力発電量を算出する。
　太陽光発電量算出部１０３５は、
(1) 太陽光発電設備設置場所の天候データ
(2) 過去の天候データ
などの入力データ１０３６に基づいて、予測日の太陽光発電量を算出する。
　供給計画部１０２は、前記需要予測部１０１と発電量予測部１０３から得られた需要予測量と再生可能エネルギーの予測発電量、及び各系統における
(1) 負荷容量やその発生場所などの負荷情報
などの入力データ１０２１に基づいて、各配電系統２０への供給計画値を算出する（ステップ４）。
　需要予測値と供給計画値が得られた後は、差分抽出部１０４により、両者の差分を演算する（ステップ５）。この差分のうち、供給計画値が需要予測量を超える範囲については、上位発電機１によって電力を賄うことができる（ステップ６のＹＥＳ）。
　その場合は、基幹系統１０の各上位発電機１に対して、発電量を分配する。すなわち、基幹系統の経済負荷配分部１０７により、各上位発電機をどのように運転すれば経済効率が最も良いかを計算し（ステップ７）、その出力結果に従って、各上位発電機１を運転する（ステップ８）。
　一方、差分のうち、供給計画値が需要予測量を下回る範囲については、上位発電機１の発電量が不足する（ステップ６のＮＯ）。不足量は、各配電系統２０で負担するが、各配電系統２０でその規模、設備内容や需要家も異なることから、本実施形態では、そのようなパラメータに応じて、差分配分量算出部１０５により、不足した差分を各配電系統２０に分配する（ステップ９）。
　配電系統の経済負荷配分部１０６は、各配電系統２０に分配された差分に基づいて、各配電系統２０の制御部１６１～１６４に対するコスト最適化演算を行い、それぞれの制御量を算出し（ステップ１０）、得られた制御量に従って配電系統の各機器を制御する（ステップ１１）。この場合、デマンドレスポンスの方法としては、対応する需要家５の所有する機器に対する電力供給を直接制御することも可能である。また、需要家に対して、通信装置１５０を利用して電力使用量の削減要求を行い、その応答結果を受信するもので良い。
［１－３．実施形態の効果］
　本実施形態によれば、経済負荷配分手法を用いることにより、各配電系統２０の制御対象に対するコストが最小となる最適な制御量を導くことが可能になる。これは運用者が負荷平準化を意識させた供給計画値を設定した際に、実現するための最小コストを導くことが可能になることを意味する。
　本実施形態では、運用する各配電系統２０の制御対象に対し、それぞれにどれだけの経済効果が見込めるかを事前に把握することが可能になる。これにより、配電系統２０の設備増強の際、効率的な設備計画をたてることが可能となる。
　本実施形態では、今後普及していくと考えられるデマンドレスポンスに対し、経済効果を事前に把握できるため、価格帯の設定を容易にすることが可能となる。特に、上位系統の供給計画を元に、配電系統ごとの計画変更値をたて、達成するためにコストが最小となる配電機器の制御量を算出することができる。また、生成された計画値に対して経済負荷配分を実施することにより、配電系統２０の制御を反映し、系統全体の制御コスト最適化の実現が可能である。
　本実施形態によれば、差分のない電力も上位系統の発電機により経済最適化を行うことが可能となる。これにより、配電系統２０の制御手段を最大限に活用しながら電力系統全体における経済最適化を行うことが可能となる。
［２．他の実施形態］
　本発明は上記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより、種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。さらに、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。
　例えば、計算能力に余裕がある場合には、差分を各配電系統２０に分配することなく、直接各配電系統の設備や機器、需要家の制御を行うこともできる。経済最適化による差分の配分も、前記実施形態以外の公知の手法を使用することができる。
　制御対象となる基幹系統１０や各配電系統２０の発電機その他の設備や機器については、変電所に設けられた送電電圧制御装置、デマンドレスポンスに対応可能な需要家、配電系統に対して充放電可能な蓄電池、配電系統に接続されている太陽光発電設備または風力発電設備のいずれか、またはこれらの組み合わせとすることができる。前記実施形態以外に他の機器を使用することも可能であり、制御パラメータも適宜選択できる。
　前記実施形態では、基幹系統に接続された複数の上位発電機１を経済最適化手法に従って制御したが、基幹系統と組み合わせることなく、単独の配電系統における各機器や設備などの制御のみに使用することもできる。再生可能エネルギーの発電量予測部を設けることなく、需要予測部と供給計画部によって需給の差分を計算することもできる。
　本発明は、電力系統、あるいは、配電系統において、デマンドレスポンス等が行なわれる電力需給計画装置において利用される。
１…上位発電機
２…太陽光発電設備
３…風力発電設備
４…蓄電池
５…デマンドレスポンスに対応可能な需要家
６…デマンドレスポンスに対応不可能な需要家
１０…基幹系統
２０…配電系統
３０…配電用変電所
１００…電力需給計画装置
１０１…需要予測部
１０２…供給計画部
１０３…再生可能エネルギーの発電量予測部
１０４…差分抽出部
１０５…差分配分量算出部
１０６…配電系統の経済負荷配分部
１０７…基幹系統の経済負荷配分部
１１０…ＣＰＵ
１２０…メモリ
１３０…入力装置
１４０…表示装置
１５０…通信装置
１６１…電圧・無効電力制御部
１６２…デマンドレスポンス制御部
１６３…蓄電池制御部
１６４…再生可能エネルギー制御部

Claims (5)

  1. 　電力系統全体の需要予測値を算出する需要予測部と、
    　電力系統全体の供給計画値を算出する供給計画部と、
    　前記需要予測値と供給計画値の差分を求める差分抽出部と、
    　前記差分抽出部で得られた差分を、配電系統に設けられた制御対象に対して、コスト最適化手法に基づいて分配する配電系統の経済負荷配分部と、
    　前記配電系統の経済負荷配分部によって得られた分配量に基づく制御量を、前記制御対象に出力する制御部と、
    　を備える電力系統の制御システム。
  2. 　前記電力系統が複数の配電系統を有するものであり、前記差分抽出部で得られた差分を各配電系統の差分調整能力に合わせて配分する差分配分量算出部を備える請求項１に記載の電力系統の制御システム。
  3. 　前記電力系統が、複数の上位発電機が接続された基幹系統と、複数の配電系統を有するものであり、
    　前記複数の上位発電機に対する制御量を、コスト最適化手法に基づいて分配する基幹系統の経済負荷配分部を備える請求項１または請求項２に記載の電力系統の制御システム。
  4. 　前記電力系統が、再生可能エネルギー発電設備を有するものであり、前記差分抽出部が、再生可能エネルギー発電量予測部によって得られた発電量を需要量予測値から差し引いて、前記差分を求める請求項１または請求項２に記載の電力系統の制御システム。
  5. 　前記制御対象が、変電所に設けられた送電電圧制御装置、デマンドレスポンスに対応可能な需要家、配電系統に対して充放電可能な蓄電池、配電系統に接続されている太陽光発電設備または風力発電設備のいずれか、またはこれらの組み合わせである請求項１に記載の電力系統の制御システム。
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