WO2024005453A1 - 신재생에너지 발전을 이용한 수요반응 관리 시스템 및 방법 - Google Patents

신재생에너지 발전을 이용한 수요반응 관리 시스템 및 방법 Download PDF

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WO2024005453A1
WO2024005453A1 PCT/KR2023/008729 KR2023008729W WO2024005453A1 WO 2024005453 A1 WO2024005453 A1 WO 2024005453A1 KR 2023008729 W KR2023008729 W KR 2023008729W WO 2024005453 A1 WO2024005453 A1 WO 2024005453A1
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WO
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power
demand
reduction
amount
power generation
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PCT/KR2023/008729
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English (en)
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김태영
정우진
김광호
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주식회사 해줌
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    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks

Definitions

  • the present invention relates to a power demand management system and method. More specifically, the present invention relates to a power demand management system and method, and more specifically, to a power demand system that performs bidding in an optimal power demand reduction auction system through solar power generation prediction and manages power demand sources so that the successful bid reduction amount is implemented. It relates to demand management systems and methods.
  • This invention was made under project number 1415180039 (identification number 20212020900510) under the support of the Ministry of Trade, Industry and Energy of the Republic of Korea.
  • the research management agency for the project is the Korea Institute of Energy Technology Evaluation and Planning, and the research project name is "Energy Demand Management Core Technology Development (Especial)”
  • the name of the research project is "Development and demonstration of integrated management (IDSM) technology for demand resources (national DR, EE) for small-scale consumers”
  • the host organization is Haejum Co., Ltd.
  • the research period is 2022.02.01. ⁇ 2022.12.31.
  • DR demand response
  • Demand response can be divided into reliable demand response and voluntary demand response.
  • Reliability demand response is a method in which the power exchange requests power demand entities registered in advance to adjust power demand according to the power supply and demand situation. Afterwards, the power demand entity that adjusts the power demand can receive economic compensation accordingly. Because it is a demand response through trust called pre-registration, it is referred to as a reliability demand response. However, reliability demand response is not widely used due to the strict criteria for issuing it.
  • Voluntary demand response is a method in which electricity demand entities voluntarily participate in demand response.
  • Power demand entities can generate profits by bidding on the amount of power that can be reduced in the electricity demand reduction auction system of the power exchange and reducing the amount of power by the amount of power that is successfully bid. Accordingly, a number of power demand management methods have been proposed to manage power usage so that the reduction amount awarded can be well implemented.
  • the object of the present invention is a power demand management system that groups multiple power demand entities into one group and allows them to participate in voluntary demand response, thereby enabling them to participate in voluntary demand response and generate profits even when the power usage that can be reduced is small. and methods are provided.
  • Another task of the present invention is to determine whether it is possible to bid in the power demand reduction auction system by considering the amount of generated power that can be produced when the power demand entity owns power generation facilities, and to determine whether the target reduction amount can be implemented considering the amount of generated power even after winning the bid.
  • the purpose is to provide a power demand management system and method that manages power demand.
  • Another object of the present invention is to provide a power demand management system and method that can predict the possible bid date and expected reduction amount in the power demand reduction auction system using weather information when the power demand entity owns solar power generation facilities. there is.
  • the power demand management system includes a real-time meter reader and a load management device.
  • the real-time meter reader receives power usage information and power generation information measured from a meter that measures the power usage of the power demander and a power generation meter that measures the power generation amount of the power demander, based on the received information.
  • power usage data and power generation data can be generated.
  • the load management device calculates the expected reduction amount that can be reduced at the power demand source based on the data generated by the real-time meter reader, and compares the calculated expected reduction amount with a preset standard amount to reduce power demand operated by the power supply source. It is possible to determine whether to bid in an auction, and to manage the power usage and power generation of the power demand source if the bidder wins the power demand reduction auction.
  • the load management device includes a power usage collection unit that calculates the power usage of the power demander using power usage data generated by the real-time meter reader, and a power usage collection unit that calculates the power usage of the power demander using power generation data generated by the real-time meter reader.
  • a power generation collection unit that calculates the power generation amount of the power demander, a memo storing information on power generation facilities owned by the power demander and weather forecast information, and the power usage calculated by the power usage collection unit, and the power generation amount calculated by the power generation collection unit.
  • a control unit that calculates the expected reduction amount that can be reduced at the power demand source using information about power generation facilities and weather forecast information stored in the memory unit.
  • the information about the power generation equipment stored in the memory unit includes latitude, longitude, and altitude information of the area where the power generation equipment is installed, information on the maximum power generation capacity of the power generation equipment, information on the installation direction and angle of the solar panel, It may include at least one of the past power generation information of the power generation facility.
  • the weather prediction information stored in the memory unit may include at least one of numerical weather prediction, ground-based weather observation data, and satellite weather observation data.
  • the power demand source may include a plurality of demand resources capable of consuming power or producing power.
  • the power usage collection unit and the power generation collection unit may calculate the power usage and power generation for each of the plurality of demand resources
  • the control unit may calculate the power usage and power generation for each of the plurality of demand resources. The expected reduction amount for each resource and the expected reduction amount for all power consumers can be calculated.
  • the load management device may further include a reduction amount transaction brokerage unit that receives reduction quantity sell orders and reduction quantity purchase orders from the plurality of demand resources and transmits them to the control unit.
  • the control unit may use the reduction quantity sell order and the reduction quantity purchase order to conclude a reduction quantity transaction between the demand resources according to a preset transaction conclusion principle.
  • the load management device may further include a notification unit that transmits a notification signal to the power demand source.
  • the notification signal may include at least one of target reduction information received from the power supply source, current power usage information and power generation power amount information of the power demander, a power use reduction request signal, and a power production request signal. there is.
  • the power demand source may include a plurality of demand resources capable of consuming power or producing power.
  • the control unit may calculate the actual power reduction amount actually reduced by the power demand source based on data generated by the real-time meter reader. If the calculated actual power reduction amount is smaller than the target reduction amount received from the power supply source, the notification unit may transmit a power production request signal to at least one of the plurality of demand resources.
  • the power demand management method includes monitoring the power usage and generated power of power consumers with power generation facilities, and using the existing power usage and generated power. Calculating the Customer Baseline Load on the reduction date when power reduction is scheduled according to set calculation standards, predicting the power usage and power generation of the power demand source on the reduction date, and the predicted reduction date It includes the step of calculating the expected reduction amount that can be reduced at the power demand source on the reduction date using the customer standard load, power usage, and power generation amount.
  • the step of predicting the power usage and power generation amount of the power demander includes calculating the maximum power generation that can be produced from solar power generation facilities owned by the power demander, and the calculated maximum power generation amount and weather prediction information. It may include calculating the predicted amount of power that can be produced by the solar power generation facility on the reduction date using .
  • the step of calculating the maximum amount of power that can be produced from the solar power generation facilities owned by the power consumer includes latitude, longitude, and altitude information of the area where the solar power generation facilities are installed, the installation direction of the solar panels, and It may include calculating the maximum amount of power that can be produced by the solar power generation facility using at least one of angle information and past power generation information of the solar power generation facility.
  • the weather prediction information may include at least one of numerical weather prediction, ground-based weather observation data, and satellite weather observation data.
  • the power demand source may include a plurality of demand resources capable of consuming power or producing power.
  • the step of monitoring the power usage and generated power of the power demand source may include measuring the power usage and generated power for each of the plurality of demand resources.
  • the step of calculating the customer standard load includes calculating the customer standard load for each of the plurality of demand resources based on the measured power usage and generated power, and the customer standard load of the calculated plurality of demand resources. It may include calculating the customer standard load of all power consumers based on the load.
  • the step of calculating the expected reduction amount that can be reduced at the power demand source may include calculating the expected reduction amount for each of the plurality of demand resources, and calculating the expected reduction amount of the entire power demand source. there is.
  • the power demand management method may further include determining whether to bid in a power demand reduction auction by comparing the calculated expected reduction amount with a preset reference amount.
  • the power demand management method may further include providing information on the result of the determination of whether to bid and the expected reduction amount to the power demand source.
  • the power demand management method includes the steps of performing a bid in a power demand reduction auction system according to a result of determining whether to bid, receiving target reduction amount information from the power demand reduction auction system, Calculating the actual power reduction amount actually reduced on the reduction date using the power usage and power generation amount, and transmitting a power production request signal to the power demand source when the actual power reduction amount is smaller than the target reduction amount. It may further include.
  • the power demand source may include a plurality of demand resources capable of producing power.
  • transmitting a power production request signal to the power demand source may include selectively transmitting a power production request signal to the plurality of demand resources.
  • the power demand management method may further include mediating a reduction transaction between the plurality of demand resources after transmitting a power production request signal to the power demand source.
  • the power demand management system and the power demand management method using the same participate in voluntary demand response (DR) by using changes in solar power generation due to weather changes, a separate power demand management system is used to reduce power consumption. It has the advantage of not requiring much effort.
  • DR voluntary demand response
  • DR voluntary demand response
  • the actual reduction amount does not reach the target reduction amount, it is possible to manage to achieve the reduction target by transmitting a power production request signal to the power demand source.
  • the power demand source consists of a plurality of demand resources, the amount of power generation that can be produced by each demand resource can be determined and a power production request signal can be transmitted for each demand resource.
  • each demand resource can fulfill the allocated target reduction amount, thereby controlling the demand resources to generate more profits.
  • Figure 1 is a block diagram for explaining a power demand management system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a block diagram for explaining the power demand source of FIG. 1.
  • FIG. 3 is a block diagram for explaining the load management device of FIG. 1.
  • Figure 4 is a flowchart illustrating the steps of a power demand management method according to an embodiment of the present invention.
  • Figure 5 is a flowchart for explaining the expected reduction amount calculation step in Figure 4.
  • Figure 6 is a diagram to explain changes in power generation and power usage due to weather changes.
  • Figure 7 is a graph to explain the process of calculating power usage that can be reduced.
  • FIG. 8 is a flowchart illustrating an example of the power reduction amount control step of FIG. 4.
  • FIG. 9 is a flowchart illustrating another example of the power reduction amount control step of FIG. 4.
  • first, second, etc. may be used to describe various components, but the components should not be limited by the terms. The above terms may be used for the purpose of distinguishing one component from another component. For example, a first component may be referred to as a second component, and similarly, the second component may be referred to as a first component without departing from the scope of the present invention.
  • FIG. 1 is a block diagram for explaining a power demand management system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a block diagram for explaining the power demand source of FIG. 1
  • FIG. 3 is a block diagram for explaining the load management device of FIG. 1.
  • the power demand management system 100 may include a real-time meter reader 110 and a load management device 120.
  • the real-time meter reader 110 may receive power usage information of the power demander 200 from the meter 300 and provide it to the load management device 120.
  • the power demand source 200 refers to an electricity consumer who participates or can participate in Demand Response (DR) or Demand Side Management (DSM).
  • DR Demand Response
  • DSM Demand Side Management
  • the power demand source 200 is an entity that can reduce power demand or the amount of power used, and may be referred to as demand resources.
  • the power demand source 200 may have various electrical loads capable of consuming power, and in some cases may further have power generation facilities capable of producing power. An example of this is shown in Figure 2.
  • the power demand source 200 may include a first demand resource 210, a second demand resource 220, a third demand resource 230, and a fourth demand resource 240. there is. However, this is for convenience of explanation, and the power demand source 200 may include a larger number of demand resources or a smaller number of demand resources.
  • the first demand resource 210 may have a first load 211 that consumes power, and a first solar power generation facility 213 that can produce power.
  • the second demand resource 220 may have a second load 221 that consumes power, and a second solar power generation facility 223 and a second emergency generator 225 that can produce power.
  • the third demand resource 230 may have a third load 231 that consumes power, and a third emergency generator 235 that can produce power.
  • the fourth demand resource 240 may have a fourth load 241 that consumes power, and a fourth solar power generation facility 243 that can produce power.
  • the meter 300 may be an electronic power meter managed by the power supply source 400. Specifically, the meter 300 measures the power usage consumed by the first to fourth demand resources 210, 220, 230, and 240, and generates a pulse signal and a periodic demand time limit corresponding to the measured power usage. An end signal (End of Interval, EOI) is generated, and the generated signals can be transmitted to the power supply source 400 and the real-time meter reader 110. In one embodiment, the demand time end signal may be a signal that occurs every 15 minutes, but may be changed appropriately as needed.
  • End of Interval End of Interval
  • the power usage measured by the meter 300 may be the amount of power consumed by the load minus the amount of power produced by the power generation facility.
  • the meter 300 calculates the value obtained by subtracting the power generation amount produced by the first solar power generation facility 213 from the power consumption consumed by the first load 211. It can be measured by the power usage of the demand resource 210.
  • the power usage consumed by the first load 211 will be measured as the power usage of the first demand resource 210.
  • the amount of power generated by the power demand source 200 can be measured by the power generation meter 310.
  • the power generation meter 310 can measure the power generation amount produced by the first to fourth demand resources 210, 220, 230, and 240, and transmit the measured power generation information to the real-time meter reader 110.
  • each of the demand resources 210, 220, 230, and 240 are shown as having only solar power generation facilities, but this is for convenience of explanation, and each of the demand resources 210, 220, 230, and 240 has In addition to solar power generation, you can have various types of new renewable energy power generation facilities.
  • each of the demand resources 210, 220, 230, and 240 includes at least one of various types of renewable energy power generation facilities such as wind power generation facilities, bio power generation facilities, small hydro power generation facilities, and marine power generation facilities. can do.
  • the real-time meter reader 110 can receive power usage information of the power demander 200 from the meter 300 and receive power generation information of the power demander 200 from the power generation meter 310.
  • the real-time meter reader 110 may generate power usage data and power generation data based on the received information, and provide the generated data to the load management device 120.
  • the load management device 120 includes a power usage collection unit 121, a power generation collection unit 122, a memory unit 123, a control unit 124, a display unit 125, a notification unit 126, and a reduction transaction brokering unit. It may include (127).
  • the power usage collection unit 121 may receive power usage data from the real-time meter reader 110 and calculate the power usage of the power demand source 200.
  • the power generation collection unit 122 may receive power generation data from the real-time meter reader 110 and calculate the power generation amount of the power demand source 200.
  • the memory unit 123 may store information for predicting the power generation amount of the power demand source 200.
  • the memory unit 123 may store information about power generation facilities owned by each demand resource 210, 220, 230, and 240, and weather forecast information.
  • the information on the power generation facilities includes latitude, longitude, and altitude information of the area where the power generation facilities are installed, information on the maximum power generation capacity of the power generation facilities, information on the installation direction and angle of solar panels, information on the past power generation of each power generation facility, etc. may include.
  • the weather prediction information may include Numerical Weather Prediction (NWP) information, ground weather observation data, satellite weather observation data, etc.
  • NWP Numerical Weather Prediction
  • the numerical forecast information may include information such as solar radiation, temperature, precipitation, and cloud amount
  • the ground weather observation data may include information such as solar radiation, sunshine hours, and cloud amount
  • the satellite weather observation data may include information such as solar radiation, sunlight hours, and cloud amount.
  • Insolation estimation information calculated using satellite images may be included.
  • the reduction transaction brokerage unit 127 may receive sell orders and buy orders from a plurality of demand resources 210, 220, 230, and 240 included in the power demand source 200 and transmit them to the control unit 124. This will be described in detail later with reference to FIG. 9.
  • the control unit 124 may receive information from the power usage collection unit 121, the power generation collection unit 122, and the memory unit 123 and calculate the expected reduction amount that can be bid on in the power demand reduction auction system.
  • the power demand reduction auction system is operated by the power supplier 400 and may be a power auction system in which the power demander 200 can participate in a voluntary power demand (DR) method.
  • DR voluntary power demand
  • control unit 124 may determine whether to bid in the power demand reduction auction system according to the calculated expected reduction amount. In addition, after bidding in the power demand reduction auction system and winning the bid, the control unit 124 can integratedly control the power usage and generation amount of the power demand source 200 so that the target power reduction amount can be met. This will be described in detail later with reference to FIGS. 4 to 9.
  • control unit 124 receives the sell orders and buy orders submitted by the demand resources 210, 220, 230, and 240 from the reduction transaction brokerage unit 127, and concludes the reduction transaction using the received orders. You can judge whether or not.
  • the determination of whether to conclude the reduction transaction may be performed according to preset standards. For example, whether to conclude the reduction transaction may be determined based on order price, reduction time, reduction amount, or a combination thereof. . This will be described in detail later with reference to FIG. 9.
  • the display unit 125 includes power usage information, power generation information, voluntary power demand (DR) bidding and bidding result information, target power reduction amount and actual power reduction amount information, and a sell order received from the reduction transaction brokerage unit 127. At least one of information about purchase orders and reduction transaction execution information may be displayed.
  • the display unit 125 may be a liquid crystal display (LCD), an organic light emitting display (OLED), an electrophoretic display (EPL), or a plasma display panel (Plasma display). It may be a display device such as a display panel (PDP) or a computer including a display device. Additionally, the display unit 125 may be integrated with an input unit (not shown) that receives data from the user through a physical button, touch screen, etc.
  • the notification unit 126 may transmit a notification signal to the power demand source 200 so that the successful bid target power reduction amount can be implemented.
  • the notification signal includes information on whether the bid is successful, target power reduction amount information, current power usage information and generated power amount information of the power consumer 200, calculated customer base load (CBL) information, target reduction amount information, and reduction amount. It may include at least one of transaction conclusion information, a power use reduction request signal, and a power production request signal. Additionally, the notification signal may be transmitted to the power demand source 200 through a text message, mobile messenger, web program push notification, or mobile application push notification.
  • the power demand management system 100 may further include a communication unit for wired/wireless communication.
  • the real-time meter reader 110 and the load management device 120 use the communication unit to send a pulse signal, end-of-demand signal (EOI), power usage data, power production data, power use reduction request signal, power production request signal, etc. It can be sent or received.
  • EOI end-of-demand signal
  • the communication unit may include a wireless communication module for wireless Internet access, and may be built into or external to the real-time meter reader 110 and the load management device 120, respectively.
  • the wireless communication module for example, preferably uses 4G (LTE, LTE/M) wireless communication technology, but is not limited thereto, and the recently developed 5G (IMT-2020) wireless communication technology, International Electrical and Electronic Engineers You can use IEEE802.11n, IEEE802.11ac, IEEE802.11ad, IEEE802.11af, IEEE802.11ah, IEEE802.11ai, etc., which are the wireless communication standard technologies of the IEEE802.11ad, and WiGig (Wireless Gigabit Alliance) based on IEEE802.11ad. ), Wibro (Wireless Broadband), WLAN (Wireless LAN) (Wi-Fi), Wimax (World Interoperability for Microwave Access), HSDPA (High Speed Downlink Packet Access), etc. may be used.
  • Wibro Wireless Broadband
  • WLAN Wireless LAN
  • the communication unit may further include a short range communication module for short range communication along with a wireless communication module.
  • a short range communication module for short range communication along with a wireless communication module.
  • Bluetooth RFID (Radio Frequency Identification), Infrared Data Association (IrDA), UWB (Ultra-Wide Band), ZigBee, LoRA, M2M, etc. may be used as the short-range communication technology. You can.
  • the power supply source 400 may be an entity that reduces power supply costs and seeks to stabilize power supply and demand by rationally controlling power demand through demand management (DSM).
  • the power supplier 400 is an entity that sells electricity supplied from a power generation company, and may be, for example, one of the Korea Power Exchange, Korea Electric Power Corporation, and a private power plant.
  • DSM demand management
  • DR demand response
  • EE improvement
  • the power supply source 400 can calculate the customer baseline load (CBL) for each demand resource (210, 220, 230, 240).
  • the customer reference load (CBL) can be defined as a value predicting the normal power usage that would have been used if the power consumer 200 participating in demand response (DR) had not reduced the power load.
  • the customer base load (CBL) is calculated using power usage over the past few days and can be a reference value for power demand management.
  • the power supply source 400 may calculate the average power usage for four days with high power usage out of the last five days as the customer base load (CBL) of the power demand source 200.
  • CBL customer base load
  • the power supplier 400 excludes the 2 days with the maximum and 2 days with the minimum power usage out of the last 10 days, and calculates the average power usage of the remaining 6 days as the customer base load (CBL) of the power demand source 200. You may.
  • CBL customer base load
  • the power supply source 400 can calculate the customer base load (CBL) through the above-described method, but it is not limited to this, and other methods can be used if the customer base load (CBL) can be reasonably calculated.
  • the customer reference load (CBL) which is the standard when determining the amount of power reduction, is calculated by the power supply source 400, but the control unit 124 of the present invention is also used to determine whether to participate in voluntary demand response (DR).
  • Customer reference load (CBL) is calculated. That is, the control unit 124 can calculate the customer base load (CBL) of the power demander 200 according to the calculation standard previously set by the power supply source 400.
  • FIG. 4 is a flowchart illustrating the steps of a power demand management method according to an embodiment of the present invention.
  • Figure 5 is a flowchart for explaining the expected reduction amount calculation step in Figure 4.
  • FIG. 6 is a diagram to explain changes in power generation and power usage due to weather changes, and
  • FIG. 7 is a graph to explain the process of calculating power usage that can be reduced.
  • FIG. 8 is a flowchart illustrating an example of the power reduction amount control step of FIG. 4.
  • FIG. 9 is a flowchart illustrating another example of the power reduction amount control step of FIG. 4.
  • the power demand management method using the power demand management system 100 includes a step of monitoring power usage and power generation (S100), a step of calculating the expected reduction amount (S200), and the calculated expected amount.
  • a step of determining whether to bid for voluntary demand response (DR) by comparing the reduction amount with a preset standard amount (S300), a step of performing a voluntary demand response (DR) bid (S400), and winning the bid for voluntary demand response (DR) receiving target reduction information (S500), transmitting target reduction information (S600), monitoring actual power usage and power generation (S800), and comparing target reduction and actual power reduction. It may include a step (S900), and a step (S1000) of performing power reduction amount control when the actual power reduction amount is smaller than the target reduction amount.
  • the power usage and power generation amount of the power demand source 200 are continuously monitored (S100). Power usage can be measured through the meter 300, and power generation can be measured through the power generation meter 310. The measured information may be transmitted to the load management device 120 through the real-time meter reader 110.
  • the power demand management method can integrate and manage a plurality of power demand resources by grouping them into one group. For example, as shown in FIG. 2, when the power demand source 200 includes first to fourth demand resources 210, 220, 230, and 240, the demand resources 210, 220, 230, and 240 The power usage and power generation for each can be measured, and the measured values can be added together to calculate the power usage and power generation of the power demand source 200.
  • the power demand management method can satisfy the minimum bidding condition by managing a plurality of demand resources by grouping them into one group. Accordingly, even demand resources with low power consumption that can be reduced can participate in voluntary demand response (DR) and create economic benefits by reducing power consumption.
  • the load management device 120 calculates the expected reduction amount using the obtained power usage information and power generation information (S200).
  • the step of calculating the expected reduction includes the step of calculating the customer reference load (CBL) (S210), and the step of predicting the metering value to be measured by the meter 300 ( S220), and a step of calculating power usage that can be reduced (S230).
  • Customer reference load (CBL) can be calculated according to preset calculation standards using the power usage metered for several days immediately before the day when power reduction is scheduled (hereinafter referred to as 'reduction date').
  • the above preset calculation standard calculates the average power consumption for 4 days with high power consumption among the power consumption metered for 5 days prior to the reduction date as the customer base load (CBL) of the power demand source 200. Let's assume it is.
  • the step of calculating the customer base load (CBL) (S210) may be calculating the customer base load (CBL) by considering the amount of power generation.
  • the power demander 200 If the power demander 200 only consumes power, the average of power usage will directly become the customer base load (CBL). However, if the power demander 200 has a power generation facility, for example, a solar power generation facility, the value obtained by subtracting the amount of solar power generation from the actual power usage will be metered as the power usage of the power demander 200, and the measured The average of power usage can be calculated as customer reference load (CBL). Accordingly, the power usage of the power consumer 200 with solar power generation facilities may vary greatly depending on the amount of solar power generation.
  • a power generation facility for example, a solar power generation facility
  • the power demand management method according to the present invention can calculate the customer base load (CBL) by considering the amount of solar power generation according to weather changes.
  • the customer reference load (CBL) can be calculated for each power demand resource. This is a case where a bid is conducted by grouping multiple power demand resources into one group.
  • the customer base load (CBL) can be calculated for each demand resource, and the customer base load (CBL) for the group including these can be calculated using the sum of the calculated customer base load values for each demand resource. there is.
  • the same application may be applied as in the case of using solar power generation facilities.
  • the power demander 200 generates power using new and renewable energy power generation facilities such as wind power generation facilities, bio power generation facilities, small hydro power generation facilities, and marine power generation facilities.
  • the value obtained by subtracting all power generation, including solar power generation, from the actual power consumption by the power demander 200 may be metered as the power usage of the power demander 200, and the average of the metered power usage is calculated by the customer. It can be calculated by reference load (CBL).
  • CBL reference load
  • the load management device 120 predicts the metering value to be measured by the meter 300 on the reduction day (S220).
  • the metering value to be measured by the meter 300 is the actual amount of power consumed minus the amount of power produced by the power generation facility. Therefore, in order to predict the metering value measured by the meter 300 on the reduction day, it is necessary to first predict the actual power usage and power generation amount on the reduction day.
  • the load management device 120 can predict the actual power usage on the reduction day using values measured by the meter 300 and the power generation meter 310 for several days immediately before the reduction date. For example, the actual power usage on the reduction day may be calculated by adding the average value of the power generation measured by the power generation meter 310 for 5 days immediately before the reduction date to the average value of the power usage measured by the meter 300 for 5 days immediately before the reduction date. You can. This means maintaining a similar level of power consumption without any special reduction efforts, and may be calculated differently if the power consumer 200's active efforts to reduce power consumption are added.
  • the load management device 120 can predict the amount of solar power generation on the reduction day using information about power generation facilities and weather forecast information stored in the memory unit 123. For example, the load management device 120 calculates the maximum amount of power that can be produced based on information about power generation facilities stored in the memory unit 123 and produces the power on the reduction date using the weather prediction information stored in the memory unit 123. Possible predicted power generation can be calculated.
  • the load management device 120 may calculate a value obtained by subtracting the predicted power generation that can be produced on the reduction date from the actual power usage value on the predicted reduction date as the predicted metering value to be measured by the meter 300 on the reduction date.
  • the load management device 120 calculates the amount of power reduction expected on the reduction date (S230).
  • the expected reduction amount on the reduction date can be defined as the difference between the calculated customer base load (CBL) value (S210) and the calculated predicted metering value (S220). This is shown in [Relational Equation 1] below and in Figure 7.
  • 'expected reduction amount' refers to the amount of power that can be bid on the reduction date
  • 'predicted metered value' refers to the amount of power usage expected to be measured by the meter 300 on the reduction date
  • 'predicted actual power usage' refers to the amount of power usage expected to be actually consumed by the power consumer 200 on the reduction date
  • 'predicted power generation' refers to the power expected to be produced by the power consumer 200 on the reduction date. It means power generation.
  • the customer base load (CBL) and the expected reduction amount can be calculated for each power demand resource.
  • the customer reference load (CBL) can be calculated for each demand resource, and the customer reference load (CBL) for the group including these can be calculated using the sum of the calculated customer reference load values for each demand resource.
  • the expected reduction amount can be calculated for each demand resource, and the expected reduction amount for the group including these can be calculated using the total of the calculated expected reduction values for each demand resource.
  • the calculated expected reduction amount is compared with the preset standard amount to determine whether to bid for voluntary demand response (DR) (S300).
  • the preset reference amount may be the minimum reduction amount specified by the power supply source 400.
  • the power supplier 400 may specify the minimum amount of power reduction required to participate in voluntary demand response (DR) bidding as a qualification requirement.
  • the load management device 120 may determine that bidding is performed only when the calculated expected reduction amount (S200) is greater than or equal to the minimum reduction amount specified by the power supply source 400.
  • the preset reference amount may be the minimum reduction amount designated by either the power demand source 200 or the power demand management system 100. For example, even if the calculated expected reduction amount (S200) satisfies the minimum bidding participation conditions presented by the power supplier 400, if the difference is not large, the success rate may decrease. In addition, when the power demand source 200 includes a plurality of power demand resources, if the expected reduction amount (S200) is not large, the profit distributed to each demand resource may be insignificant. Therefore, the power demand management system 100 or the power demand source 200 sets the minimum reduction amount for determining whether to bid to be greater than the minimum bid participation conditions presented by the power supply source 400, for example, the minimum bid participation conditions. 120%, can be set.
  • Customer reference load (CBL) can increase in value when power generation is low in the days preceding the reduction date.
  • the customer base load (CBL) value may increase as solar power generation is reduced due to bad weather in the days preceding the reduction date.
  • the predicted power generation can increase as the weather is good and the sunlight hours are long and the amount of solar power generation increases. Therefore, if the weather has been bad for the past few days, for example, the last 5 days, which is the basis for calculating customer base load (CBL), but the weather is expected to be clear tomorrow, the expected reduction amount may be higher. Therefore, the power demand management system 100 and method according to the present invention can predict in advance the timing at which voluntary demand response (DR) can be bid using weather information.
  • DR voluntary demand response
  • the power demand management method can calculate in advance the available dates for voluntary demand response (DR) and the expected reduction amount for the next month.
  • predicted bid availability information and reduction amount information may be provided through the display unit 125.
  • a bid is performed for voluntary demand response (DR) (S400).
  • the power supplier 400 selects at least one of the entities participating in the bidding according to its own standards and provides selection results and target reduction information.
  • the load management device 120 controls the power usage and power generation amount of the power demander 200 so that the target reduction amount can be implemented. .
  • the load management device 120 may transmit information on whether the bid was successful, calculated customer base load (CBL) information, target reduction amount information, etc. to the power demand source 200 through the notification unit 126.
  • CBL customer base load
  • the step of transmitting the target reduction amount information (S600) includes power demand resources ( 210, 220, 230, 240) It may include the step of transmitting information on the target reduction amount to be implemented in the corresponding demand resource to each person.
  • the load management device 120 controls each power demand resource 210, 220. , 230, and 240
  • the target reduction amount information can be transmitted.
  • the target reduction amount information includes information on whether or not the bid was successful, customer base load (CBL) information for the entire group, target reduction amount information for the entire group, customer base load (CBL) information for the relevant electricity demand resource, and Information on the target reduction amount of power demand resources may be included.
  • customer base load (CBL) information and target reduction information for each demand resource are provided so that each demand resource (210, 220, 230, 240) can clearly understand its target reduction amount.
  • the power usage is a value measured by the meter 300, and may be a value obtained by subtracting the amount of power produced by the power generation facility from the amount of power actually consumed by the power demander 200.
  • the power generation amount can be measured by the power generation meter 310.
  • the measured values may be transmitted to the load management device 120 through the real-time meter reader 110.
  • the step of monitoring the power usage and power generation amount is performed by monitoring the power demand resources 210, 220, 230, and 240. (210, 220, 230, 240) It may include the step of monitoring each power usage and power generation amount.
  • the actual power reduction amount is calculated using the measured power usage and power generation amount (S800).
  • the actual power reduction amount can be calculated according to [Relational Equation 2] below.
  • 'actual power reduction' refers to the amount of power usage actually reduced on the reduction day
  • 'measured value' refers to the power usage measured by the meter 300 on the reduction day
  • 'actual power usage' refers to the amount of power consumption actually consumed by the power consumer 200 on the reduction day
  • 'actual power generation' refers to the amount of power generation actually produced by the power consumer 200 on the reduction day.
  • the step of calculating the actual power reduction amount (S800) is performed by calculating the actual power reduction amount by using the power demand resources ( 210, 220, 230, 240) may include calculating each actual power reduction amount.
  • the load management device 120 can calculate the actual power reduction amount for each demand resource using the power usage and power generation amount measured for each power demand resource.
  • the calculated actual power reduction amount is compared with the target reduction amount (S900). If the actual power reduction amount is greater than the target reduction amount, it means that power demand management is progressing well. Differently, if the target reduction amount is greater than the actual power reduction amount, power reduction amount control is performed (S1000). For example, the weather on the reduction day, which was predicted to be sunny, may actually be cloudy and cloudy, resulting in insufficient solar power generation. In this case, the actual power reduction amount may be smaller than the target reduction amount. In this case, the load management device 120 may control the amount of power reduction for the power demand source 200.
  • Control of the amount of power reduction for the power demand source 200 may be performed under the leadership of the load management device 120 or under the leadership of the power demand resources 210, 220, 230, and 240 constituting the power demand source 200. You can.
  • the power reduction amount control performed under the leadership of the load management device 120 is shown in FIG. 8, and the power reduction amount control performed under the leadership of the power demand resources 210, 220, 230, and 240 is shown in FIG. 9. This will be explained in more detail.
  • the step of performing the power reduction amount control may include requesting the power demand source 200 to produce additional power. That is, if the actual power reduction amount is smaller than the target reduction amount, the load management device 120 requests the power demand source 200 to additionally operate power generation facilities other than solar power generation, thereby managing to ensure that the target reduction amount is fulfilled. . This is a case where the power reduction amount of the power demander 200 is controlled under the leadership of the load management device 120.
  • the amount of power generation that can be additionally produced by the power demand source 200 is calculated (S1010).
  • the possibility of additional production may mean producing power using power generation facilities other than solar power generation facilities, for example, emergency generators such as grid-connected CTTS (Closed Transition Transfer Switch). If the power demand source 200 has power generation facilities capable of producing power in addition to emergency generators, the amount of additional power generation that can be generated can be calculated by considering all types of power generation facilities.
  • the load management device 120 calculates the amount of generated power required to achieve the target reduction amount using information on the amount of generated power that can be additionally produced, and transmits a power production request signal to the power demand source 200 (S1020). Thereafter, it is monitored whether the amount of power generated by the power demand source 200 increases and whether the actual power reduction amount accordingly reaches the target reduction amount (S1030). Through this, the actual power reduction amount can be controlled to be greater than the target reduction amount.
  • comparing the calculated actual power reduction amount with the target reduction amount may include comparing the actual power reduction amount and the target reduction amount for each demand resource, and the step of performing the power reduction amount control (S1000) may include controlling the power reduction amount for each demand resource. It may include steps.
  • the load management device 120 calculates the amount of additional power generation required for the third demand resource 230 to achieve the target reduction amount, and uses the third demand resource (230) to produce additional power by the calculated amount of additional power generation.
  • a power production request signal can be transmitted only at 230).
  • the load management device 120 may select a demand resource to produce additional power from among a plurality of power demand resources and selectively transmit a power production request signal through the notification unit 126. This is a case where demand resources that have not achieved the target reduction amount do not have power generation facilities capable of producing additional power.
  • the load management device 120 may selectively or simultaneously transmit a power production request signal to the second demand resource 220 and the third demand resource 230 capable of additionally producing power instead of the fourth demand resource 240. there is. Through this, all power demand resources 210, 220, 230, and 240 can be controlled to meet the target reduction amount.
  • the step of performing the power generation amount control involves reducing the power generation between demand resources. It may include the step of brokering volume transactions. This is a case where the power demand resources 210, 220, 230, and 240 control the power reduction amount so that the winning reduction amount can be implemented by trading the reduction amount with each other.
  • the steps of brokering reduction transactions between demand resources include opening a reduction transaction market (S1040), receiving sell orders and buy orders (S1050), and concluding reduction transaction (S1050). It may include a step of transmitting a power reduction request signal (S1060), a step of transmitting a power reduction request signal (S1070), and a step of monitoring the amount of power reduction (S1080).
  • the reduction trading market may mean a space where demand resources 210, 220, 230, and 240 can buy or sell power reduction.
  • the step of opening a reduction trading market may be opening a reduction trading market for a preset period.
  • the preset period may be from several hours before the start of reduction until the end of reduction, or from the day before the reduction date until the end of reduction.
  • this is an example, and the opening period of the reduction trading market may be appropriately changed as needed.
  • the step of opening the reduction trading market includes providing reduction trading market opening information to each demand resource (210, 220, 230, 240), and each demand resource It may include the step of providing your customer base load (CBL), target reduction amount information, and actual reduction amount information to (210, 220, 230, 240). This is to enable each of the demand resources (210, 220, 230, 240) to identify information on the amount of reduction that can be sold, thus activating reduction volume trading.
  • CBL customer base load
  • sell orders and buy orders are received from the demand resources (210, 220, 230, 240) through the reduction transaction brokerage unit 127, and the received orders are received. It may be transmitted to the control unit 124.
  • the sell order and buy order may include information such as the amount of reduction to be sold or purchased, price per unit of power, and reduction time.
  • the step of concluding the reduction transaction is performed by the control unit 124 and may be performed according to preset transaction conclusion principles using received sell orders and buy orders.
  • the preset transaction conclusion principle may be, for example, using the price per unit of power as the priority condition, the reduction time as the priority condition, the reduction amount as the priority condition, or a combination of these functions. However, this is only an example of the transaction conclusion principles, and other conditions may be added as needed.
  • the control unit 124 may conclude a reduction transaction between demand resources according to the transaction conclusion principles described above.
  • the step of transmitting the power reduction request signal may be transmitting reduction transaction conclusion information and a corresponding additional reduction request signal to the parties to the concluded transaction. This can be performed through the display unit 125 or the notification unit 126.
  • the load management device 120 determines whether the power reduction is well implemented according to the concluded reduction transaction, whether the target reduction amount of each demand resource (210, 220, 230, and 240) is met accordingly, and also determines whether the power demand source ( 200) Continuously monitor whether the overall target reduction amount has been met (S1080).
  • the load management device 120 mediates reduction transaction between demand resources 210, 220, 230, and 240, thereby controlling the reduction amount awarded in voluntary demand response (DR) to be well implemented.
  • DR voluntary demand response
  • members who have difficulty in meeting the allocated target reduction amount are helped to generate profits by implementing the target reduction amount by purchasing the reduction amount, and the allocated target reduction Members who have already met the required amount can help generate more profits by selling reduced amounts.
  • the power demand management system 100 and the power demand management method using the same according to the present invention participate in voluntary demand response (DR) using changes in solar power generation due to weather changes, thereby reducing power consumption. It has the advantage of not requiring any extra effort.
  • DR voluntary demand response
  • a plurality of demand resources are grouped into one group to participate in the electricity demand reduction auction, even demand resources with low power consumption that can be reduced can participate in voluntary demand response (DR).
  • DR voluntary demand response
  • the actual reduction amount does not reach the target reduction amount, it is possible to manage to achieve the reduction target by transmitting a power production request signal to the power demand source 200.
  • the power demand source 200 consists of a plurality of demand resources, the amount of power generation that can be produced by each demand resource can be determined and a power production request signal can be transmitted for each demand resource.
  • the mediating reduction transaction between demand resources it is possible to generate more profits by ensuring that each demand resource can fulfill the allocated target reduction amount.
  • the present invention relates to a power demand management system and method. More specifically, the present invention relates to a power demand management system and method, and more specifically, to a power demand system that performs bidding in an optimal power demand reduction auction system through solar power generation prediction and manages power demand sources so that the successful bid reduction amount is implemented. It relates to demand management systems and methods.

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Abstract

본 발명에 따른 전력수요 관리 시스템은, 전력 수요처의 전력 사용량 데이터와 전력 발전량 데이터를 생성하는 실시간 검침기, 및 생성된 데이터들에 근거하여 전력 수요처에서 감축 가능한 예상 감축량을 산정하는 부하 관리 장치를 포함한다. 이 때, 부하 관리 장치는 산정된 예상 감축량을 기 설정된 기준량과 비교하여 전력 공급처에서 운영하는 전력 수요감축 경매에 입찰할지 여부를 결정할 수 있고, 경매에 낙찰된 경우 전력 수요처의 전력 사용량 및 전력 발전량을 관리할 수 있다.

Description

신재생에너지 발전을 이용한 수요반응 관리 시스템 및 방법
본 발명은 전력수요 관리 시스템 및 방법에 관한 것으로, 보다 상세하게는 태양광 발전량 예측을 통해 최적의 전력 수요감축 경매 시스템에 입찰을 수행하고, 낙찰된 감축량이 이행되도록 전력 수요처를 관리할 수 있는 전력수요 관리 시스템 및 방법에 관한 것이다.
본 발명은 대한민국 산업통상자원부의 지원 하에서 과제번호 1415180039(고유번호 20212020900510)에 의해 이루어진 것으로서, 상기 과제의 연구관리전문기관은 한국에너지기술평가원, 연구사업명은 "에너지수요관리핵심기술개발(에특)", 연구과제명은 "소규모 수용가 대상 수요자원(국민DR, EE) 통합관리(IDSM) 기술 개발 및 실증", 주관기관은 (주)해줌, 연구기간은 2022.02.01. ~ 2022.12.31.이다.
본 특허출원은 2022년 06월 27일에 대한민국 특허청에 제출된 대한민국 특허출원 제10-2022-0078177호에 대하여 우선권을 주장하며, 상기 특허출원의 개시 사항은 본 명세서에 참조로서 삽입된다.
최근 우리나라의 전력수요는 매년 최고치를 갱신하고 있으며, 부족한전력수요를 충족하기 위해서는 더 많은 수의 발전소가 필요한 상황이다. 그러나, 안전상의 이유나 지역 주민들의 민원 제기로 인해 신규 발전소를 건설하는 것은 매우 어렵다. 더구나 탄소중립이 세계적인 화두로 등장하고, 우리 정부도 그린 뉴딜 정책을 적극적으로 실시하고 있는 상황이어서 신규 발전소 건설은 더욱 요원한 상황이다.
이러한 상황에서 전력수요 예측 및 관리를 통해 전력 수급 문제를 해결하려는 다양한 시도들이 이루어지고 있다. 예를 들면, 전력 수요의 주체가 전기 요금이나 그 외의 금전적 유인에 반응하여 정상적인 전력 소비 패턴을 조정하는 수요반응(Demand Respond, DR) 제도가 있다. 수요반응은 전력 공급을 증가시키지 않더라도 전력 수요를 조절함으로써 전력 수급 문제를 해결할 수 있으며, 수요반응에 참여한 주체도 경제적인 이익을 창출할 수 있다는 점 때문에 각광을 받고 있다.
수요반응은 신뢰성 수요반응과 자발적 수요반응으로 구분될 수 있다. 신뢰성 수요반응은 전력 수급 상황에 따라 전력 거래소가 사전에 등록한 전력 수요 주체에게 전력 수요를 조정하도록 요청하는 방식이다. 이후, 전력 수요를 조정한 전력 수요 주체는 그에 따른 경제적 보상을 받을 수 있다. 사전 등록이라는 신뢰를 통한 수요반응이기 때문에 이를 신뢰성 수요반응이라고 지칭한다. 다만, 신뢰성 수요반응은 발령 기준이 까다로워 많이 활용되지 못하고 있는 상황이다.
자발적 수요반응은 전력 수요 주체가 자발적으로 수요반응에 참여하는 방식이다. 전력 수요 주체는 감축 가능한 전력량을 전력 거래소의 전력 수요감축 경매 시스템에 입찰하고, 낙찰된 전력량만큼 감축함으로써 수익을 창출할 수 있다. 이에 따라, 낙찰된 감축량이 잘 이행될 수 있도록 전력 사용량을 관리하는 전력수요 관리 방법들이 다수 제안된 바 있다.
그러나, 자발적 수요반응을 관리하는 종래의 전력수요 관리 방법들은 전력 사용량을 줄이는 것에만 초점이 맞추어져 있을 뿐, 전력 수요 주체가 스스로 전력을 생산할 수 있는 경우는 전혀 고려하고 있지 않다. 예를 들면, 전력 수요 주체가 태양광 발전설비를 보유하고 있는 경우이다. 이러한 경우에는 태양광 발전을 통한 전력 발전량까지 고려해야 최적의 전력수요 관리를 수행할 수 있는 것이다.
또한, 자발적 수요반응을 관리하는 종래의 전력수요 관리 방법들은 하나의 전력 수요 주체를 대상으로 감축량 이행 여부를 관리할 뿐, 다수의 전력 수요 주체들을 대상으로 하고 있지 않다. 따라서, 감축 가능한 전력 사용량이 적은 전력 수요 주체는 자발적 수요반응에 참여할 수 없다는 문제가 있다.
본 발명의 과제는 다수의 전력 수요 주체들을 하나의 그룹으로 묶어 자발적 수요반응에 참여할 수 있도록 함으로써, 감축 가능한 전력 사용량이 적은 경우에도 자발적 수요반응에 참여하고 이익을 창출할 수 있도록 하는 전력수요 관리 시스템 및 방법을 제공하는 데 있다.
본 발명의 다른 과제는, 전력 수요 주체가 발전설비를 보유한 경우 생산 가능한 발전 전력량을 고려하여 전력 수요감축 경매 시스템에 입찰 가능한지 여부를 판단하고, 낙찰된 이후에도 발전 전력량을 고려하여 목표 감축량이 이행될 수 있도록 관리하는 전력수요 관리 시스템 및 방법을 제공하는 데 있다.
본 발명의 또 다른 과제는, 전력 수요 주체가 태양광 발전설비를 보유한 경우 날씨 정보를 이용해 전력 수요감축 경매 시스템에 입찰 가능한 날짜와 예상 감축량을 예측할 수 있는 전력수요 관리 시스템 및 방법을 제공하는 데 있다.
다만, 본 발명이 해결하고자 하는 과제가 상술한 과제에 한정되는 것은 아니며, 본 발명의 사상 및 영역으로부터 벗어나지 않는 범위 내에서 다양하게 확장될 수 있을 것이다.
상술한 본 발명의 과제를 달성하기 위하여, 예시적인 실시예들에 따른 전력수요 관리 시스템은 실시간 검침기와 부하 관리 장치를 포함한다.
이 때, 상기 실시간 검침기는 전력 수요처의 전력 사용량을 측정하는 계량기, 및 전력 수요처의 전력 발전량을 측정하는 발전량 측정기로부터 측정된 전력 사용량 정보와 전력 발전량 정보를 각각 전달받고, 상기 전달받은 정보들에 근거하여 전력 사용량 데이터 및 전력 발전량 데이터를 생성할 수 있다.
상기 부하 관리 장치는 상기 실시간 검침기에서 생성된 데이터들에 근거하여 상기 전력 수요처에서 감축 가능한 예상 감축량을 산정하고, 상기 산정된 예상 감축량을 기 설정된 기준량과 비교하여 전력 공급처에서 운영하는 전력 수요감축 경매에 입찰할지 여부를 결정하고, 상기 전력 수요감축 경매에 낙찰된 경우 상기 전력 수요처의 전력 사용량 및 전력 발전량을 관리할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 부하 관리 장치는, 상기 실시간 검침기에서 생성된 전력 사용량 데이터를 이용해 상기 전력 수요처의 전력 사용량을 산정하는 사용 전력량 수집부, 상기 실시간 검침기에서 생성된 전력 발전량 데이터를 이용해 상기 전력 수요처의 전력 발전량을 산정하는 발전량 수집부, 상기 전력 수요처가 보유한 발전설비에 관한 정보 및 기상 예측 정보가 저장된 메모, 및 상기 사용 전력량 수집부에서 산정된 전력 사용량, 상기 발전량 수집부에서 산정된 전력 발전량, 및 상기 메모리부에 저장된 발전설비에 관한 정보와 기상 예측 정보를 이용해 상기 전력 수요처에서 감축 가능한 예상 감축량을 산정하는 제어부를 포함할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 메모리부에 저장된 상기 발전설비에 관한 정보는 발전설비가 설치된 지역의 위도, 경도, 및 고도 정보, 발전설비의 최대 발전 용량 정보, 태양광 패널의 설치 방향 및 각도 정보, 발전설비의 과거 발전량 정보 중 적어도 어느 하나를 포함할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 메모리부에 저장된 상기 기상 예측 정보는 수치예보(Numerical Weather Prediction), 지상 기상관측자료, 위성 기상관측자료 중 적어도 어느 하나를 포함할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 전력 수요처는 전력을 소비하거나 또는 전력을 생산할 수 있는 복수개의 수요자원들을 포함할 수 있다. 이 경우, 상기 사용 전력량 수집부와 상기 발전량 수집부는 상기 복수개의 수요자원들 각각에 대한 전력 사용량과 전력 발전량을 산정할 수 있고, 상기 제어부는 산정된 전력 사용량과 전력 발전량에 근거하여 상기 복수개의 수요자원들 각각에 대한 예상 감축량 및 상기 전력 수요처 전체에 대한 예상 감축량을 산정할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 부하 관리 장치는 상기 복수개의 수요자원들로부터 감축량 매도 주문 및 감축량 매수 주문을 접수받아 상기 제어부로 전달하는 감축량 거래 중개부를 더 포함할 수 있다. 이 경우, 상기 제어부는 상기 감축량 매도 주문 및 상기 감축량 매수 주문을 이용하여 기 설정된 거래 체결 원칙에 따라 상기 수요자원들 사이의 감축량 거래를 체결할 수 있다. 일 실시예에 있어서, 상기 부하 관리 장치는 상기 전력 수요처로 알림 신호를 전송하는 알림부를 더 포함할 수 있다. 이 경우, 상기 알림 신호는 상기 전력 공급처에서 수신한 목표 감축량 정보, 상기 전력 수요처의 현재 전력 사용량 정보와 전력 발전 전력량 정보, 전력 사용 감축 요청 신호, 전력 생산 요청 신호 중 적어도 어느 하나를 포함할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 전력 수요처는 전력을 소비하거나 또는 전력을 생산할 수 있는 복수개의 수요자원들을 포함할 수 있다. 이 경우, 상기 제어부는 상기 실시간 검침기에서 생성된 데이터들에 근거하여 상기 전력 수요처에서 실제로 감축한 실제 전력 감축량을 산정할 수 있다. 상기 산정된 실제 전력 감축량이 상기 전력 공급처에서 수신한 목표 감축량보다 더 작은 경우, 상기 알림부는 상기 복수개의 수요자원들 적어도 어느 하나에 전력 생산 요청 신호를 전송할 수 있다.
상술한 본 발명의 과제를 달성하기 위하여, 예시적인 실시예들에 따른 전력수요 관리 방법은, 발전설비를 가진 전력 수요처의 전력 사용량과 발전 전력량을 모니터링하는 단계, 기 전력 사용량과 발전 전력량을 이용해 기 설정된 산정기준에 따라 전력 감축이 예정된 감축일의 고객기준부하(Customer Baseline Load)를 산정하는 단계, 상기 감축일에 상기 전력 수요처의 전력 사용량과 전력 발전량을 예측하는 단계, 및 상기 예측된 감축일의 고객기준부하, 전력 사용량, 및 전력 발전량을 이용해 상기 감축일에 상기 전력 수요처에서 감축 가능한 예상 감축량을 산정하는 단계를 포함한다.
일 실시예에 있어서, 상기 전력 수요처의 전력 사용량과 전력 발전량을 예측하는 단계는, 상기 전력 수요처가 보유한 태양광 발전설비에서 생산 가능한 최대 발전량을 산정하는 단계, 및 상기 산정된 최대 발전량과 기상 예측 정보를 이용하여 상기 감축일에 상기 태양광 발전설비에서 생산 가능한 예측 발전량을 산정하는 단계를 포함할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 전력 수요처가 보유한 태양광 발전설비에서 생산 가능한 최대 발전량을 산정하는 단계는, 상기 태양광 발전설비가 설치된 지역의 위도, 경도, 및 고도 정보, 태양광 패널의 설치 방향 및 각도 정보, 상기 태양광 발전설비의 과거 발전량 정보 중 적어도 어느 하나를 이용하여 상기 태양광 발전설비에서 생산 가능한 최대 발전량을 산정하는 단계를 포함할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 기상 예측 정보는 수치예보(Numerical Weather Prediction), 지상 기상관측자료, 위성 기상관측자료 중 적어도 어느 하나를 포함할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 전력 수요처는 전력을 소비하거나 또는 전력을 생산할 수 있는 복수개의 수요자원들을 포함할 수 있다.
이 경우, 상기 전력 수요처의 전력 사용량과 발전 전력량을 모니터링하는 단계는 상기 복수개의 수요자원들 각각에 대한 전력 사용량과 발전 전력량을 측정하는 단계를 포함할 수 있다. 또한, 상기 고객기준부하를 산정하는 단계는 상기 측정된 전력 사용량과 발전 전력량에 근거하여 상기 복수개의 수요자원들 각각에 대한 고객기준부하를 산정하는 단계, 및 상기 산정된 복수개의 수요자원들의 고객기준부하에 근거하여 상기 전력 수요처 전체의 고객기준부하를 산정하는 단계를 포함할 수 있다. 또한, 상기 전력 수요처에서 감축 가능한 예상 감축량을 산정하는 단계는 상기 복수개의 수요자원들 각각에 대한 예상 감축량을 산정하는 단계, 및 상기 전력 수요처 전체의 예상 감축량을 산정하는 단계를 포함할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 전력수요 관리 방법은 상기 산정된 예상 감축량을 기 설정된 기준량과 비교하여 전력 수요감축 경매에 입찰할지 여부를 판단하는 단계를 더 포함할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 전력수요 관리 방법은 상기 입찰 여부에 대한 판단 결과 및 상기 예상 감축량에 관한 정보를 상기 전력 수요처로 제공하는 단계를 더 포함할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 전력수요 관리 방법은, 상기 입찰 여부에 대한 판단 결과에 따라 전력 수요감축 경매 시스템에 입찰을 수행하는 단계, 상기 전력 수요감축 경매 시스템으로부터 목표 감축량 정보를 수신하는 단계, 상기 전력 사용량과 전력 발전량을 이용해 상기 감축일에 실제로 감축한 실제 전력 감축량을 산정하는 단계, 및 상기 실제 전력 감축량이 상기 목표 감축량보다 더 작은 경우 상기 전력 수요처로 전력 생산 요청 신호를 전송하는 단계를 더 포함할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 전력 수요처는 전력을 생산할 수 있는 복수개의 수요자원들을 포함할 수 있다. 이 경우, 상기 전력 수요처로 전력 생산 요청 신호를 전송하는 단계는 상기 복수개의 수요자원들에 선택적으로 전력 생산 요청 신호를 전송하는 단계를 포함할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 전력수요 관리 방법은 상기 전력 수요처로 전력 생산 요청 신호를 전송하는 단계 이후에 상기 복수개의 수요자원들 간의 감축량 거래를 중개하는 단계를 더 포함할 수 있다.
본 발명의 예시적인 실시예들에 따른 전력수요 관리 시스템 및 이를 이용한 전력수요 관리 방법은 날씨 변화에 따른 태양광 발전량 변화를 이용하여 자발적 수요반응(DR)에 참여하기 때문에, 전력 소비량 감축을 위한 별도의 노력을 하지 않아도 되는 장점이 있다.
또한, 복수개의 수요자원들을 하나의 그룹으로 묶어 전력 수요감축 경매 시스템에 참여하기 때문에, 감축 가능한 전력 사용량이 적은 수요자원도 자발적 수요반응(DR)에 참여할 수 있다.
또한, 날씨 예보를 이용해 발전 전력량을 예측함으로써, 전력 수요감축 경매 시스템에 입찰 가능한 날짜와 예상 감축량을 예측할 수 있다.
또한, 실제 감축량이 목표 감축량에 미치지 못하는 경우 전력 수요처로 전력 생산 요청 신호를 전송함으로써, 감축 목표를 달성하도록 관리할 수 있다. 특히, 전력 수요처가 복수개의 수요자원들로 구성된 경우, 각 수요자원별로 생산 가능한 발전 전력량을 파악하여 각 수요자원별로 전력 생산 요청 신호를 전송할 수 있다.
또한, 수요자원들 사이의 감축량 거래를 중개함으로써, 각 수요자원들이 모두 할당된 목표 감축량을 이행할 수 있도록 함으로써, 수요자원들이 더 많은 수익을 창출하도록 제어할 수 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 전력수요 관리 시스템을 설명하기 위한 블록도이다.
도 2는 도 1의 전력 수요처를 설명하기 위한 블록도이다.
도 3은 도 1의 부하 관리 장치를 설명하기 위한 블록도이다.
도 4는 본 발명의 일 실시예에 따른 전력수요 관리 방법의 단계들을 설명하기 위한 흐름도이다.
도 5는 도 4의 예상 감축량 산정 단계를 설명하기 위한 흐름도이다.
도 6은 날씨 변화에 따른 전력 발전량 및 전력 사용량 변화를 설명하기 위한 도면이다.
도 7은 감축 가능한 전력 사용량을 산정하는 과정을 설명하기 위한 그래프이다.
도 8은 도 4의 전력 감축량 제어 단계의 일례를 설명하기 위한 흐름도이다.
도 9는 도 4의 전력 감축량 제어 단계의 다른 일례를 설명하기 위한 흐름도이다.
본문에 개시되어 있는 본 발명의 실시예들에 대해서, 특정한 구조적 내지 기능적 설명들은 단지 본 발명의 실시예를 설명하기 위한 목적으로 예시된 것으로, 본 발명의 실시예들은 다양한 형태로 실시될 수 있으며 본문에 설명된 실시예들에 한정되는 것으로 해석되어서는 아니 된다.
본 발명은 다양한 변경을 가할 수 있고 여러 가지 형태를 가질 수 있는 바, 특정 실시예들을 도면에 예시하고 본문에 상세하게 설명하고자 한다. 그러나 이는 본 발명을 특정한 개시 형태에 대해 한정하려는 것이 아니며, 본 발명의 사상 및 기술 범위에 포함되는 모든 변경, 균등물 내지 대체물을 포함하는 것으로 이해되어야 한다.
제1, 제2 등의 용어는 다양한 구성요소들을 설명하는데 사용될 수 있지만, 상기 구성요소들은 상기 용어들에 의해 한정되어서는 안 된다. 상기 용어들은 하나의 구성요소를 다른 구성요소로부터 구별하는 목적으로 사용될 수 있다. 예를 들어, 본 발명의 권리 범위로부터 이탈되지 않은 채 제1 구성요소는 제2 구성요소로 명명될 수 있고, 유사하게 제2 구성요소도 제1 구성요소로 명명될 수 있다.
어떤 구성요소가 다른 구성요소에 "연결되어" 있다거나 "접속되어" 있다고 언급된 때에는, 그 다른 구성요소에 직접적으로 연결되어 있거나 또는 접속되어 있을 수도 있지만, 중간에 다른 구성요소가 존재할 수도 있다고 이해되어야 할 것이다. 반면에, 어떤 구성요소가 다른 구성요소에 "직접 연결되어" 있다거나 "직접 접속되어" 있다고 언급된 때에는, 중간에 다른 구성요소가 존재하지 않는 것으로 이해되어야 할 것이다. 구성요소들 간의 관계를 설명하는 다른 표현들, 즉 "~사이에"와 "바로 ~사이에" 또는 "~에 이웃하는"과 "~에 직접 이웃하는" 등도 마찬가지로 해석되어야 한다.
본 출원에서 사용한 용어는 단지 특정한 실시예를 설명하기 위해 사용된 것으로, 본 발명을 한정하려는 의도가 아니다. 단수의 표현은 문맥상 명백하게 다르게 뜻하지 않는 한, 복수의 표현을 포함한다. 본 출원에서, "포함하다" 또는 "가지다" 등의 용어는 설시 된 특징, 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부분품 또는 이들을 조합한 것이 존재함을 지정하려는 것이지, 하나 또는 그 이상의 다른 특징들이나 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부분품 또는 이들을 조합한 것들의 존재 또는 부가 가능성을 미리 배제하지 않는 것으로 이해되어야 한다.
다르게 정의되지 않는 한, 기술적이거나 과학적인 용어를 포함해서 여기서 사용되는 모든 용어들은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 의해 일반적으로 이해되는 것과 동일한 의미이다. 일반적으로 사용되는 사전에 정의되어 있는 것과 같은 용어들은 관련 기술의 문맥상 가지는 의미와 일치하는 의미인 것으로 해석되어야 하며, 본 출원에서 명백하게 정의하지 않는 한, 이상적이거나 과도하게 형식적인 의미로 해석되지 않는다.
이하, 첨부한 도면들을 참조하여, 본 발명의 바람직한 실시예를 보다 상세하게 설명하고자 한다. 도면상의 동일한 구성요소에 대해서는 동일한 참조부호를 사용하고 동일한 구성요소에 대해서 중복된 설명은 생략한다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 전력수요 관리 시스템을 설명하기 위한 블록도이다. 도 2는 도 1의 전력 수요처를 설명하기 위한 블록도이고, 도 3은 도 1의 부하 관리 장치를 설명하기 위한 블록도이다.
도 1 내지 도 3을 참조하면, 전력수요 관리 시스템(100)은 실시간 검침기(110) 및 부하 관리 장치(120)를 포함할 수 있다.
실시간 검침기(110)는 계량기(300)로부터 전력 수요처(200)의 전력 사용량 정보를 전달받아 부하 관리 장치(120)로 제공할 수 있다.
이 때, 전력 수요처(200)는 수요반응(Demand Response, DR) 또는 수요관리(Demand Side Management, DSM)에 참여하거나 참여할 수 있는 전기 소비자를 의미한다. 전력 수요처(200)는 전력수요 또는 사용 전력량을 감축할 수 있는 주체이며, 수요자원(Demand Resources)으로 지칭될 수 있다.
전력 수요처(200)는 전력을 소비할 수 있는 다양한 전기적 부하들을 가질 수 있으며, 경우에 따라서는 전력을 생산할 수 있는 발전설비들을 더 가질 수도 있다. 이러한 예가 도 2에 도시되어 있다.
도 2에 도시된 바와 같이, 전력 수요처(200)는 제1 수요자원(210), 제2 수요자원(220), 제3 수요자원(230), 및 제4 수요자원(240)을 포함할 수 있다. 다만 이는 설명의 편의를 위한 것이며, 전력 수요처(200)는 더 많은 수의 수요자원들을 포함하거나 또는 더 적은 수의 수요자원들을 포함할 수 있다.
이 경우, 제1 수요자원(210)은 전력을 소비하는 제1 부하(211), 및 전력을 생산할 수 있는 제1 태양광 발전설비(213)를 가질 수 있다. 제2 수요자원(220)는 전력을 소비하는 제2 부하(221), 및 전력을 생산할 수 있는 제2 태양광 발전설비(223)와 제2 비상용 발전기(225)를 가질 수 있다. 제3 수요자원(230)은 전력을 소비하는 제3 부하(231), 및 전력을 생산할 수 있는 제3 비상용 발전기(235)를 가질 수 있다. 제4 수요자원(240)은 전력을 소비하는 제4 부하(241), 및 전력을 생산할 수 있는 제4 태양광 발전설비(243)를 가질 수 있다.
계량기(300)는 전력 공급처(400)에서 관리하는 전자식 전력량계일 수 있다. 구체적으로, 계량기(300)는 제1 내지 제4 수요자원들(210, 220, 230, 240)에서 소비되는 전력 사용량을 각각 측정하고, 측정된 전력 사용량에 대응하는 펄스 신호 및 주기적인 수요시한 종료 신호(End of Interval, EOI)를 생성하며, 생성된 신호들을 전력 공급처(400) 및 실시간 검침기(110)로 전달할 수 있다. 일 실시예에 있어서, 상기 수요시한 종료 신호는 15분 주기로 발생하는 신호일 수 있으나, 필요에 따라 적절히 변경될 수 있다.
한편, 계량기(300)에서 측정되는 전력 사용량은 부하가 소비한 전력량에서 발전설비가 생산한 전력량을 뺀 값일 수 있다. 예를 들어 제1 수요자원(210)의 경우, 계량기(300)는 제1 부하(211)가 소비한 전력 사용량에서 제1 태양광 발전설비(213)가 생산한 전력 발전량을 뺀 값을 제1 수요자원(210)의 전력 사용량으로 측정할 수 있다. 물론, 제1 태양광 발전설비(213)에서 전력 생산이 전혀 이루어지지 않은 경우에는, 제1 부하(211)가 소비한 전력 사용량이 제1 수요자원(210)의 전력 사용량으로 측정될 것이다.
전력 수요처(200)에서 생산되는 전력 발전량은 발전량 측정기(310)에서 계측될 수 있다. 발전량 측정기(310)는 제1 내지 제4 수요자원들(210, 220, 230, 240)에서 생산되는 전력 발전량을 각각 측정하고, 측정된 전력 발전량 정보를 실시간 검침기(110)로 전달할 수 있다.
한편, 도 2에서는 수요자원들(210, 220, 230, 240)이 태양광 발전설비만을 가지는 것으로 도시되어 있으나 이는 설명의 편의를 위한 것이며, 각 수요자원들(210, 220, 230, 240)은 태양광 발전 이외에도 다양한 종류의 신재생 에너지 발전설비들을 가질 수 있다. 예를 들면, 각각의 수요자원들(210, 220, 230, 240)은 풍력 발전설비, 바이오 발전설비, 소수력 발전설비, 해양 발전설비 등 다양한 종류의 신재생 에너지 발전설비들 중 적어도 어느 하나를 포함할 수 있다.
실시간 검침기(110)는 계량기(300)로부터 전력 수요처(200)의 전력 사용량 정보를 전달받고, 발전량 측정기(310)로부터 전력 수요처(200)의 전력 발전량 정보를 전달받을 수 있다. 실시간 검침기(110)는 전달받은 정보들에 근거하여 전력 사용량 데이터 및 전력 발전량 데이터를 생성하고, 생성된 데이터들을 부하 관리 장치(120)로 제공할 수 있다.
부하 관리 장치(120)는 사용 전력량 수집부(121), 발전량 수집부(122), 메모리부(123), 제어부(124), 표시부(125), 알림부(126), 및 감축량 거래 중개부(127)를 포함할 수 있다.
사용 전력량 수집부(121)는 실시간 검침기(110)로부터 전력 사용량 데이터를 제공받아 전력 수요처(200)의 전력 사용량을 산정할 수 있다.
발전량 수집부(122)는 실시간 검침기(110)로부터 전력 발전량 데이터를 제공받아 전력 수요처(200)의 전력 발전량을 산정할 수 있다.
메모리부(123)는 전력 수요처(200)의 전력 발전량을 예측하기 위한 정보들을 저장할 수 있다. 예를 들면, 상기 메모리부(123)는 각 수요자원들(210, 220, 230, 240)이 보유한 발전설비에 관한 정보, 및 기상 예측 정보를 저장할 수 있다. 구체적으로, 상기 발전설비에 관한 정보는 발전설비가 설치된 지역의 위도, 경도, 및 고도 정보, 발전설비의 최대 발전 용량 정보, 태양광 패널의 설치 방향 및 각도 정보, 각 발전설비의 과거 발전량 정보 등을 포함할 수 있다. 또한, 상기 기상 예측 정보는 수치예보(Numerical Weather Prediction, NWP) 정보, 지상 기상관측자료, 위성 기상관측자료 등을 포함할 수 있다. 상기 수치예보 정보에는 일사량, 온도, 강수량, 구름의 양 등과 같은 정보들이 포함될 수 있으며, 상기 지상 기상관측자료에는 일사량, 일조시간, 구름의 양 등과 같은 정보들이 포함될 수 있으며, 상기 위성 기상관측자료에는 위성 영상을 이용해 계산된 일사량 추정 정보가 포함될 수 있다.
감축량 거래 중개부(127)는 전력 수요처(200)에 포함되는 복수개의 수요자원들(210, 220, 230, 240)로부터 매도 주문 및 매수 주문을 접수받아 제어부(124)로 전달할 수 있다. 이에 대해서는 도 9를 참조로 상세하게 후술하기로 한다.
제어부(124)는 사용 전력량 수집부(121), 발전량 수집부(122), 및 메모리부(123)로부터 정보들을 전달받아 전력 수요감축 경매 시스템에 입찰 가능한 예상 감축량을 산정할 수 있다. 여기서, 전력 수요감축 경매 시스템이란 전력 공급처(400)에서 운영하는 것으로, 전력 수요처(200)가 자발적 전력수요(DR) 방식으로 참여할 수 있는 전력 경매 시스템일 수 있다.
또한, 제어부(124)는 산정된 예상 감축량에 따라 전력 수요감축 경매 시스템에 입찰할 것인지 여부를 판단할 수 있다. 또한, 전력 수요감축 경매 시스템에 입찰하여 낙찰된 이후에는, 제어부(124)는 목표한 전력 감축량이 충족될 수 있도록 전력 수요처(200)의 전력 사용량 및 발전량을 통합 제어할 수 있다. 이에 대해서는 도 4 내지 도 9를 참조로 상세하게 후술하기로 한다.
또한, 제어부(124)는 감축량 거래 중개부(127)로부터 수요자원들(210, 220, 230, 240)이 제출한 매도 주문 및 매수 주문을 전달받고, 상기 전달받은 주문들을 이용해 감축량 거래 체결 여부를 판단할 수 있다. 상기 감축량 거래의 체결 여부 판단은 기 설정된 기준에 따라 수행될 수 있는데, 예를 들면, 주문 가격, 감축 시간, 감축량, 또는 이들의 조합을 기준으로 감축량 거래의 체결 여부를 판단할 수 있다. 이에 대해서는 도 9를 참조로 상세하게 후술하기로 한다.
표시부(125)는 전력 사용량 정보, 전력 발전량 정보, 자발적 전력수요(DR) 입찰 여부와 입찰 결과 정보, 목표 전력 감축량 및 실제 전력 감축량 정보, 감축량 거래 중개부(127)에서 전달받은 매도 주문과 매수 주문에 대한 정보, 감축량 거래 체결 정보 중 적어도 하나 이상을 표시할 수 있다. 예를 들면, 상기 표시부(125)는 액정 표시 장치(Liquid Crystal Display, LCD), 유기 발광 장치(Organic Light Emitting Display, OLED), 전기 영동 표시 장치(Electro Phoretic Display, EPL), 플라즈마 표시 패널(Plasma Display Panel, PDP) 등의 디스플레이 장치 또는 디스플레이 장치를 포함하는 컴퓨터일 수 있다. 또한, 상기 표시부(125)는 물리적 버튼, 터치 스크린 등을 통해 사용자로부터 데이터를 입력 받는 입력부(도시되지 않음)와 일체형으로 구현될 수 있다.
알림부(126)는 낙찰된 목표 전력 감축량이 이행될 수 있도록 전력 수요처(200)로 알림 신호를 전송할 수 있다. 이 때 상기 알림 신호는 낙찰 여부에 대한 정보, 목표 전력 감축량 정보, 전력 수요처(200)의 현재 전력 사용량 정보와 발전 전력량 정보, 산정된 고객기준부하(CBL) 정보, 목표 감축량 정보, 감축량 거래 체결 정보, 전력 사용 감축 요청 신호, 전력 생산 요청 신호 중 적어도 어느 하나 이상을 포함할 수 있다. 또한, 상기 알림 신호는 문자 메시지, 모바일 메신저, 웹 프로그램 푸시 알림, 모바일 어플리케이션 푸시 알림 등의 방식으로 전력 수요처(200)에 전송될 수 있다.
한편, 도시되지는 않았으나 전력수요 관리 시스템(100)은 유/무선 통신을 위한 통신부를 더 포함할 수 있다. 실시간 검침기(110)와 부하 관리 장치(120)는 상기 통신부를 이용하여 펄스 신호, 수요시한 종료 신호(EOI), 전력 사용량 데이터, 전력 생산량 데이터, 전력 사용 감축 요청 신호, 전력 생산 요청 신호 등을 송신하거나 수신할 수 있다.
상기 통신부는 무선 인터넷 접속을 위한 무선 통신 모듈을 포함할 수 있으며, 실시간 검침기(110) 및 부하 관리 장치(120) 각각에 내장되거나 외장될 수 있다. 상기 무선 통신 모듈은, 예를 들면, 4G(LTE, LTE/M) 무선통신 기술이 이용되는 것이 바람직하지만 이에 국한되는 것은 아니며, 최근 개발된 5G(IMT-2020) 무선통신 기술, 국제전기전자기술자협회(IEEE)의 무선통신 표준기술인 IEEE802.11n, IEEE802.11ac, IEEE802.11ad, IEEE802.11af, IEEE802.11ah, IEEE802.11ai 등을 이용할 수 있으며, IEEE802.11ad를 기반으로 하는 WiGig(Wireless Gigabit Alliance), Wibro(Wireless Broadband), WLAN(Wireless LAN)(Wi-Fi), Wimax(World Interoperability for Microwave Access), HSDPA(High Speed Downlink Packet Access) 등이 이용될 수도 있다.
또한, 상기 통신부는 무선 통신모듈과 함께 근거리 통신(Short Range Communication)을 위한 근거리 통신 모듈 등을 더 포함할 수 있다. 상기 근거리 통신 기술로는, 예를 들면, 블루투스(Bluetooth), RFID(Radio Frequency Identification), 적외선 통신(Infrared Data Association, IrDA), UWB(Ultra-Wide Band), ZigBee, LoRA, M2M 등이 이용될 수 있다.
전력 공급처(400)는 수요관리(DSM)를 통해 전력수요를 합리적으로 조절함으로써 전력 공급 원가를 절감하고 전력 수급 안정을 도모하는 주체일 수 있다. 전력 공급처(400)는 발전 회사에서 공급받은 전기를 판매하는 주체이며, 예를 들면, 한국전력거래소, 한국전력공사, 민자발전소 중 어느 하나일 수 있다.
이 때, 수요관리(DSM)는 최소한의 비용으로 소비자의 전기에너지 서비스 욕구를 충족시키기 위하여 소비자의 전기사용 패턴을 합리적인 방향으로 유도하기 위한 제반활동을 의미할 수 있으며, 수요반응(DR)과 효율향상(Energy Efficiency, EE)으로 구분될 수 있다. 수요관리(DSM)는 전력공급설비 확충에 중점을 둔 종래의 공급측관리(Supply Side Management, SSM)에 대응되는 개념으로 부하관리를 포함하는 상위 개념일 수 있다.
전력 공급처(400)는 각각의 수요자원(210, 220, 230, 240)별로 고객기준부하(Customer Baseline Load, CBL)를 산정할 수 있다. 상기 고객기준부하(CBL)는 수요반응(DR)에 참여한 전력 수요처(200)가 전력 부하를 감축하지 않았다면 사용했을 평상 시 전력 사용량을 예측한 값으로 정의될 수 있다. 상기 고객기준부하(CBL)는 최근 수일 동안의 전력 사용량을 이용하여 산정되며, 전력수요 관리의 기준값이 될 수 있다.
일 실시예에 있어서, 전력 공급처(400)는 최근 5일 중 전력 사용량이 높은 4일 동안의 평균 전력 사용량을 전력 수요처(200)의 고객기준부하(CBL)로 산정할 수 있다.
이와 다르게, 전력 공급처(400)는 최근 10일 중 전력 사용량이 최대인 2일과 최소인 2일을 제외하고, 나머지 6일의 평균 전력 사용량을 전력 수요처(200)의 고객기준부하(CBL)로 산정할 수도 있다.
전력 공급처(400)는 상술한 방법을 통해 고객기준부하(CBL)를 산정할 수 있지만 이에 한정되는 것은 아니며, 고객기준부하(CBL)를 합리적으로 산정할 수 있다면 다른 방법을 이용할 수 있다.
한편, 전력 감축량을 판단할 때 기준이 되는 고객기준부하(CBL)는 전력 공급처(400)에서 산정되지만, 자발적 수요반응(DR)에 참여할지 여부를 판단하기 위하여 본 발명의 제어부(124)도 고객기준부하(CBL)를 산정하게 된다. 즉, 제어부(124)는 전력 공급처(400)에서 기 설정한 산정기준에 따라 전력 수요처(200)의 고객기준부하(CBL)를 산정할 수 있다.
이하에서는, 도 1 내지 도 3을 참조로 설명한 전력수요 관리 시스템(100)을 이용하여 전력수요를 관리하는 방법에 대하여 보다 상세하게 설명하기로 한다.
도 4는 본 발명의 일 실시예에 따른 전력수요 관리 방법의 단계들을 설명하기 위한 흐름도이다. 도 5는 도 4의 예상 감축량 산정 단계를 설명하기 위한 흐름도이다. 도 6은 날씨 변화에 따른 전력 발전량 및 전력 사용량 변화를 설명하기 위한 도면이고, 도 7은 감축 가능한 전력 사용량을 산정하는 과정을 설명하기 위한 그래프이다. 도 8은 도 4의 전력 감축량 제어 단계의 일례를 설명하기 위한 흐름도이다. 도 9는 도 4의 전력 감축량 제어 단계의 다른 일례를 설명하기 위한 흐름도이다.
도 4 내지 도 9를 참조하면, 전력수요 관리 시스템(100)을 이용한 전력수요 관리 방법은 전력 사용량 및 전력 발전량을 모니터링하는 단계(S100), 예상 감축량을 산정하는 단계(S200), 산정된 예상 감축량을 기 설정된 기준량과 비교하여 자발적 수요반응(DR)에 입찰할지 여부를 판단하는 단계(S300), 자발적 수요반응(DR) 입찰을 수행하는 단계(S400), 자발적 수요반응(DR)에 낙찰되어 목표 감축량 정보를 수신하는 단계(S500), 목표 감축량 정보를 전송하는 단계(S600), 실제 전력 사용량 및 전력 발전량을 모니터링하는 단계(S800), 목표 감축량과 실제 전력 감축량을 비교하는 단계(S900), 및 실제 전력 감축량이 목표 감축량보다 더 작은 경우 전력 감축량 제어를 수행하는 단계(S1000)를 포함할 수 있다.
먼저, 전력 수요처(200)의 전력 사용량과 전력 발전량을 지속적으로 모니터링 한다(S100). 전력 사용량은 계량기(300)를 통해 측정되며, 전력 발전량은 발전량 측정기(310)를 통해 측정될 수 있다. 측정된 정보들은 실시간 검침기(110)를 통해 부하 관리 장치(120)로 전달될 수 있다.
한편, 본 발명에 따른 전력수요 관리 방법은 복수개의 전력 수요자원들을 하나의 그룹으로 묶어 통합적으로 관리할 수 있다. 예를 들어, 도 2에 도시된 바와 같이 전력 수요처(200)가 제1 내지 제4 수요자원들(210, 220, 230, 240)을 포함하는 경우, 수요자원들(210, 220, 230, 240 각각에 대한 전력 사용량과 전력 발전량을 측정하고, 측정된 값들을 모두 합하여 전력 수요처(200)의 전력 사용량 및 전력 발전량으로 산정할 수 있다.
감축 가능한 전력 사용량이 적은 수요자원의 경우, 자발적 수요반응(DR)에 필요한 최소 입찰 조건을 만족하기 어려워 단독으로는 입찰에 참여하지 못할 수 있다. 이러한 문제점을 해결하기 위하여, 본 발명에 따른 전력수요 관리 방법은 복수개의 수요자원들을 하나의 그룹으로 묶어 관리함으로써 최소 입찰 조건을 충족시킬 수 있다. 이에 따라, 감축 가능한 전력 사용량이 적은 수요자원도 자발적 수요반응(DR)에 참여할 수 있고, 전력 사용량 감축에 따른 경제적 이익을 창출할 수 있다.
다음으로, 부하 관리 장치(120)는 획득한 전력 사용량 정보 및 전력 발전량 정보를 이용하여 예상 감축량을 산정한다(S200).
구체적으로, 도 5에 도시된 바와 같이, 예상 감축량을 산정하는 단계(S200)는 고객기준부하(CBL)를 산정하는 단계(S210), 계량기(300)에서 측정될 계량값을 예측하는 단계(S220), 및 감축 가능한 전력 사용량을 산정하는 단계(S230)를 포함할 수 있다.
고객기준부하(CBL)는 전력 감축이 예정된 날(이하 '감축일'이라 함) 직전 수일 동안 계량된 전력 사용량을 이용하여 기 설정된 산정기준에 따라 산정될 수 있다. 설명의 편의를 위하여, 상기 기 설정된 산정기준은 감축일 이전 5일 동안 계량된 전력 사용량 중에서 전력 사용량이 높은 4일 동안의 평균 전력 사용량을 전력 수요처(200)의 고객기준부하(CBL)로 산정하는 것이라고 가정하자.
일 실시예에 있어서, 상기 고객기준부하(CBL)를 산정하는 단계(S210)는 전력 발전량을 고려하여 고객기준부하(CBL)를 산정하는 것일 수 있다.
전력 수요처(200)가 전력을 소비만 하는 경우라면 전력 사용량의 평균이 곧바로 고객기준부하(CBL)가 될 것이다. 그러나, 전력 수요처(200)가 전력 발전설비, 예를 들면 태양광 발전설비를 보유한 경우에는 실제 전력 사용량에서 태양광 발전량을 뺀 값이 해당 전력 수요처(200)의 전력 사용량으로 계량될 것이며, 계량된 전력 사용량의 평균이 고객기준부하(CBL)로 산정될 수 있다. 따라서, 태양광 발전설비를 가진 전력 수요처(200)의 전력 사용량은 태양광 발전량에 따라 크게 달라질 수 있다.
예를 들면, 도 6에 도시된 바와 같이, 5월 1일부터 5월 5일까지 실제 전력 사용량은 거의 비슷함에도 불구하고, 비가 내려 태양광 발전이 거의 이루어지지 못한 5월 3일에는 다른 날들에 비해 전력 사용량이 더 높게 계량될 수 있다. 또한, 날씨가 흐렸던 나머지 날들의 경우에도 구름의 양이나 일사량, 일조시간 등의 차이에 따라 태양광 발전량이 서로 달라질 수 있다. 이와 같이, 본 발명에 따른 전력수요 관리 방법은 날씨 변화에 따른 태양광 발전량을 고려하여 고객기준부하(CBL)를 산정할 수 있다.
한편, 전력 수요처(200)가 복수개의 전력 수요자원들을 포함하는 경우, 고객기준부하(CBL)는 각각의 전력 수요자원들 별로 산정될 수 있다. 복수개의 전력 수요자원들을 하나의 그룹으로 묶어 입찰을 진행하는 경우이다. 이러한 경우에는, 수요자원들 별로 고객기준부하(CBL)를 각각 산정하고, 산정된 수요자원별 고객기준부하 값들의 총합을 이용하여 이들을 포함하는 상기 그룹에 대한 고객기준부하(CBL)를 산정할 수 있다.
또한, 전력 수요처(200)가 태양광 발전 이외의 발전설비를 이용해 전력을 생산한 경우에도 태양광 발전설비를 이용한 경우와 동일하게 적용될 수 있다. 예를 들면, 전력 수요처(200)가 풍력 발전설비, 바이오 발전설비, 소수력 발전설비, 해양 발전설비 등과 같은 신재생 에너지 발전설비를 이용해 전력 발전을 수행한 경우이다. 이러한 경우에도, 전력 수요처(200)가 실제 사용한 전력 사용량에서 태양광 발전을 포함한 모든 전력 발전량을 뺀 값이 해당 전력 수요처(200)의 전력 사용량으로 계량될 수 있으며, 계량된 전력 사용량의 평균이 고객기준부하(CBL)로 산정될 수 있다.
다음으로, 부하 관리 장치(120)는 감축일에 계량기(300)에서 측정될 계량값을 예측한다(S220).
계량기(300)에서 측정될 계량값은 실제 소비한 전력량에서 발전설비가 생산한 전력량을 뺀 값이다. 따라서, 감축일에 계량기(300)에서 측정되는 계량값을 예측하기 위해서는 먼저 감축일의 실제 전력 사용량과 전력 발전량을 예측할 필요가 있다.
부하 관리 장치(120)는 감축일 직전 수 일간 계량기(300)와 발전량 측정기(310)에서 측정된 값들을 이용하여 감축일의 실제 전력 사용량을 예측할 수 있다. 예를 들면, 감축일의 실제 전력 사용량은, 감축일 직전 5일간 계량기(300)에서 측정된 전력 사용량의 평균값에 감축일 직전 5일간 발전량 측정기(310)에서 측정된 전력 발전량의 평균값을 더하여 산정될 수 있다. 이는 특별한 감축 노력 없이 비슷한 수준의 전력 소비를 유지한다는 것을 의미하며, 전력 수요처(200)의 적극적인 전력 소비 감축 노력이 더해지는 경우에는 이와 다르게 산정될 수 있다.
부하 관리 장치(120)는 메모리부(123)에 저장된 발전설비에 관한 정보, 및 기상 예측 정보를 이용하여 감축일의 태양광 발전량을 예측할 수 있다. 예를 들면, 부하 관리 장치(120)는 메모리부(123)에 저장된 발전설비에 관한 정보를 토대로 생산 가능한 최대 전력량을 산정하고, 메모리부(123)에 저장된 기상 예측 정보를 이용하여 감축일에 생산 가능한 예측 발전량을 산정할 수 있다.
부하 관리 장치(120)는 상기 예측된 감축일의 실제 전력 사용량 값에서 상기 감축일에 생산 가능한 예측 발전량을 뺀 값을 감축일에 계량기(300)에서 측정될 예측 계량값으로 산정할 수 있다.
다음으로, 부하 관리 장치(120)는 감축일에 예상되는 전력 감축량을 산정한다(S230).
감축일의 예상 감축량은 산정된 고객기준부하(CBL) 값(S210)과 산정된 예측 계량값(S220)의 차이로 정의될 수 있다. 이것이 아래 [관계식 1]과 도 7에 나타나 있다.
[관계식 1]
Figure PCTKR2023008729-appb-img-000001
여기서, '예상 감축량'은 감축일에 입찰 가능한 전력량을 의미하고, '예측 계량값'은 감축일에 계량기(300)에서 측정될 것으로 예상되는 전력 사용량을 의미한다. 또한, '예측된 실제 전력 사용량'은 감축일에 전력 수요처(200)에서 실제로 소비할 것으로 예상되는 전력 사용량을 의미하며, '예측 발전량'은 감축일에 전력 수요처(200)에서 생산할 것으로 예상되는 전력 발전량을 의미한다.
한편, 전력 수요처(200)가 복수개의 전력 수요자원들을 포함하는 경우, 고객기준부하(CBL) 및 예상 감축량은 각각의 전력 수요자원들 별로 산정될 수 있다. 즉, 수요자원들 별로 고객기준부하(CBL)를 각각 산정하고, 산정된 수요자원별 고객기준부하 값들의 총합을 이용하여 이들을 포함하는 그룹에 대한 고객기준부하(CBL)를 산정할 수 있다. 또한, 수요자원들 별로 예상 감축량을 각각 산정하고, 산정된 수요자원별 예상 감축량 값들의 총합을 이용하여 이들을 포함하는 그룹에 대한 예상 감축량을 산정할 수 있다
다음으로, 산정된 예상 감축량을 기 설정된 기준량과 비교하여 자발적 수요반응(DR)에 입찰할지 여부를 판단한다(S300).
일 실시예에 있어서, 상기 기 설정된 기준량은 전력 공급처(400)가 지정한 최소 감축량일 수 있다. 즉, 전력 공급처(400)는 무분별한 입찰을 방지하고 실질적인 전력 소비 감축 효과를 얻기 위하여, 자발적 수요반응(DR)의 입찰에 참여할 수 있는 최소한의 전력 감축량을 자격 요건으로 지정할 수 있다. 이 경우, 부하 관리 장치(120)는 상기 산정된 예상 감축량(S200)이 상기 전력 공급처(400)에서 지정한 최소 감축량 이상인 경우에만 입찰을 수행하는 것으로 판단할 수 있다.
또 다른 실시예에 있어서, 상기 기 설정된 기준량은 전력 수요처(200) 또는 전력 수요 관리 시스템(100) 중 어느 하나가 지정한 최소 감축량일 수 있다. 예를 들면, 산정된 예상 감축량(S200)이 전력 공급처(400)에서 제시한 최소한의 입찰 참여 조건을 만족한다고 하더라도, 그 차이가 크지 않은 경우에는 낙찰률이 떨어질 수 있다. 또한, 전력 수요처(200)가 복수개의 전력 수요자원들을 포함하는 경우에는, 예상 감축량(S200)이 크지 않으면 각각의 수요자원들에게 배분되는 수익이 미미할 수도 있다. 따라서, 전력 수요 관리 시스템(100) 또는 전력 수요처(200)는 입찰 여부를 판단하는 최소 감축량을 전력 공급처(400)에서 제시한 최소한의 입찰 참여 조건보다 더 크게, 예를 들면 최소 입찰 참여 조건의 120%, 설정할 수 있다.
한편, 실제 전력 사용량은 일정하다고 가정할 때, [관계식 1]에 나타난 바와 같이 예상 감축량을 증가시키기 위해서는 고객기준부하(CBL)와 예측 발전량을 증가시켜야 한다.
고객기준부하(CBL)는 감축일 직전 수 일 간의 전력 발전량이 적을 때 그 값이 커질 수 있다. 즉, 감축일 직전 수 일 간 날씨가 좋지 못해 태양광 발전량이 적을수록 고객기준부하(CBL) 값은 증가될 수 있다. 반면, 예측 발전량은 날씨가 좋고 일조 시간이 길어 태양광 발전량이 많을수록 증가될 수 있다. 따라서, 최근 수 일간, 예를 들면 고객기준부하(CBL) 산정의 기준이 되는 최근 5일간, 날씨가 좋지 않았다가 내일 날씨가 맑을 것으로 예상된다면 예상 감축량이 높아질 수 있을 것이다. 따라서, 본 발명에 따른 전력수요 관리 시스템(100) 및 방법은 날씨 정보를 이용해 자발적 수요반응(DR)에 입찰 가능한 시점을 미리 예측할 수 있다. 예를 들면, 한 달 간의 날씨 정보를 미리 획득한 경우, 본 발명에 따른 전력수요 관리 방법은 향후 한 달 간 자발적 수요반응(DR)에 입찰 가능한 날짜와 예상 감축량을 미리 산정할 수 있다. 이 경우, 예측된 입찰 가능 정보와 감축량 정보는 표시부(125)를 통해 제공될 수 있다.
다음으로, 산정된 예상 감축량이 기 설정된 기준량 이상인 경우 자발적 수요반응(DR)에 입찰을 수행한다(S400). 전력 공급처(400)는 자체적인 기준에 따라 입찰에 참여한 주체들 중 적어도 하나를 선정하며, 선정 결과와 목표 감축량 정보를 제공한다.
만약 자발적 수요반응(DR)에 낙찰되어 목표 감축량 정보를 수신하면(S500), 부하 관리 장치(120)는 목표 감축량이 이행될 수 있도록 전력 수요처(200)의 전력 사용량 및 전력 발전량을 제어하게 된다.
먼저, 전력 수요처(200)로 낙찰받은 목표 감축량 정보를 전송한다(S600). 구체적으로, 부하 관리 장치(120)는 알림부(126)를 통해 낙찰 여부에 대한 정보, 산정된 고객기준부하(CBL) 정보, 목표 감축량 정보 등을 전력 수요처(200)로 전송할 수 있다.
일 실시예에 있어서, 전력 수요처(200)가 복수 개의 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240)을 포함하는 경우, 상기 목표 감축량 정보를 전송하는 단계(S600)는 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240) 각각에게 해당 수요자원에서 이행해야 할 목표 감축량 정보를 전송하는 단계를 포함할 수 있다.
구체적으로, 전력 수요처(200)가 복수 개의 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240)을 포함하는 하나의 그룹인 경우, 부하 관리 장치(120)는 각각의 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240)에게 목표 감축량 정보를 전송할 수 있다. 이 때, 상기 목표 감축량 정보는 낙찰 여부에 대한 정보, 상기 그룹 전체의 고객기준부하(CBL) 정보, 상기 그룹 전체의 목표 감축량 정보, 해당 전력 수요자원의 고객기준부하(CBL) 정보, 해당 전력 수요자원의 목표 감축량 정보 등을 포함할 수 있다. 즉, 각각의 수요자원들(210, 220, 230, 240)이 자신의 목표 감축량을 명확히 파악할 수 있도록, 각 수요자원별 고객기준부하(CBL) 정보와 목표 감축량 정보를 제공하는 것이다.
이어서, 전력 사용량 및 전력 발전량을 모니터링한다(S700). 여기서 전력 사용량은 계량기(300)에서 측정되는 값으로, 전력 수요처(200)에서 실제로 소비한 전력량에서 발전설비가 생산한 전력량을 뺀 값일 수 있다. 전력 발전량은 발전량 측정기(310)에 측정될 수 있다. 측정된 값들은 실시간 검침기(110)를 통해 부하 관리 장치(120)로 전달될 수 있다.
일 실시예에 있어서, 전력 수요처(200)가 복수 개의 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240)을 포함하는 경우, 상기 전력 사용량 및 전력 발전량을 모니터링하는 단계(S700)는 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240) 각각의 전력 사용량 및 전력 발전량을 모니터링하는 단계를 포함할 수 있다.
다음으로, 측정된 전력 사용량 및 전력 발전량을 이용하여 실제 전력 감축량을 산정한다(S800). 실제 전력 감축량은 아래 [관계식 2]에 따라 산정될 수 있다.
[관계식 2]
Figure PCTKR2023008729-appb-img-000002
여기서, '실제 전력 감축량'은 감축일에 실제로 감축한 전력 사용량을 의미하고, '계량값'은 감축일에 계량기(300)에서 측정된 전력 사용량을 의미한다. 또한, '실제 전력 사용량'은 감축일에 전력 수요처(200)에서 실제로 소비한 전력 사용량을 의미하며, '실제 전력 발전량'은 감축일에 전력 수요처(200)에서 실제로 생산한 전력 발전량을 의미한다.
일 실시예에 있어서, 전력 수요처(200)가 복수 개의 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240)을 포함하는 경우, 상기 실제 전력 감축량을 산정하는 단계(S800)는 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240) 각각의 실제 전력 감축량을 산정하는 단계를 포함할 수 있다. 이 경우, 부하 관리 장치(120)는 각각의 전력 수요자원별로 측정된 전력 사용량 및 전력 발전량을 이용하여, 각 수요자원별 실제 전력 감축량을 산정할 수 있다.
다음으로, 산정된 실제 전력 감축량과 목표 감축량을 비교한다(S900). 만약 실제 전력 감축량이 목표 감축량 이상인 경우에는 전력수요 관리가 잘 진행되고 있다는 의미이다. 이와 다르게, 목표 감축량이 실제 전력 감축량보다 더 큰 경우에는 전력 감축량 제어를 수행(S1000)한다. 예를 들면, 맑을 것으로 예측했던 감축일의 날씨가 실제로는 구름이 많고 흐려서 태양광 발전이 충분하지 못한 경우일 수 있다. 이러한 경우, 실제 전력 감축량이 목표 감축량보다 더 작을 수 있다. 이러한 경우, 부하 관리 장치(120)는 전력 수요처(200)에 대한 전력 감축량 제어를 수행할 수 있다.
전력 수요처(200)에 대한 전력 감축량 제어는 부하 관리 장치(120)의 주도 하에 이루어지거나, 또는 전력 수요처(200)를 구성하는 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240)의 주도 하에 이루어질 수 있다. 부하 관리 장치(120)의 주도 하에 이루어지는 전력 감축량 제어는 도 8에 도시되어 있고, 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240) 주도 하에 이루어지는 전력 감축량 제어는 도 9에 도시되어 있다. 이에 대하여 보다 상세하게 설명한다.
일 실시예에 있어서, 상기 전력 감축량 제어를 수행하는 단계(S1000)는 전력 수요처(200)에 추가 전력 생산을 요청하는 단계를 포함할 수 있다. 즉, 실제 전력 감축량이 목표 감축량보다 더 작은 경우, 부하 관리 장치(120)는 태양광 발전 이외의 발전설비를 추가로 가동하도록 전력 수요처(200)에 요청함으로써 목표 감축량이 이행되도록 관리할 수 있다. 부하 관리 장치(120)의 주도 하에 전력 수요처(200)의 전력 감축량을 제어하는 경우이다.
구체적으로, 전력 수요처(200)에서 추가로 생산 가능한 발전 전력량을 산정한다(S1010). 이 때, 추가로 생산 가능하다는 의미는 태양광 발전설비 이외의 발전설비, 예를 들면 계통 연계형 CTTS(Closed Transition Transfer Switch)와 같은 비상용 발전기를 이용해 전력을 생산한다는 의미일 수 있다. 전력 수요처(200)가 비상용 발전기 이외에도 전력을 생산할 수 있는 발전설비를 보유하고 있다면, 이러한 모든 종류의 발전설비를 고려하여 추가로 생간 가능한 발전 전력량을 산정할 수 있다.
부하 관리 장치(120)는 추가로 생산 가능한 발전 전력량 정보를 이용해 목표 감축량을 달성하기 위해 필요한 발전 전력량을 계산하고, 전력 수요처(200)로 전력 생산 요청 신호를 전송한다(S1020). 이후 전력 수요처(200)의 발전 전력량이 증가되는지, 그에 따라 실제 전력 감축량이 목표 감축량에 도달하는지 여부를 모니터링한다(S1030). 이를 통해, 실제 전력 감축량이 목표 감축량 이상이 되도록 제어할 수 있다.
한편, 도 2에 도시된 바와 같이 전력 수요처(200)가 복수개의 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240)을 포함하는 경우, 상기 산정된 실제 전력 감축량과 목표 감축량을 비교하는 단계(S900)는 각각의 수요자원별로 실제 전력 감축량과 목표 감축량을 비교하는 단계를 포함할 수 있고, 상기 전력 감축량 제어를 수행하는 단계(S1000)는 각각의 수요자원별로 전력 감축량을 제어하는 단계를 포함할 수 있다.
예를 들어, 제1 수요자원(210), 제2 수요자원(220), 및 제4 수요자원(240)은 할당된 목표 감축량을 각각 충족하였으나 제3 수요자원(230)은 할당된 목표 감축량을 충족시키지 못한 경우를 가정하자. 이러한 경우, 부하 관리 장치(120)는 제3 수요자원(230)이 목표 감축량을 달성하기 위해 필요한 추가 발전 전력량을 계산하고, 상기 계산된 추가 발전 전력량만큼 추가 전력을 생산하도록 제3 수요자원(230)에만 전력 생산 요청 신호를 전송할 수 있다.
이와 다르게, 부하 관리 장치(120)가 복수개의 전력 수요자원들 중 추가적인 전력을 생산할 수요자원을 선택하고, 알림부(126)를 통해 선택적으로 전력 생산 요청 신호를 전송할 수도 있다. 목표 감축량을 달성하지 못한 수요자원이 추가로 전력 생산이 가능한 발전설비를 갖추지 못한 경우이다.
예를 들면, 제1 내지 제3 수요자원들(210, 220, 230)은 할당된 목표 감축량을 각각 충족하였으나, 제4 수요자원(240)만 할당된 목표 감축량을 충족시키지 못한 경우를 가정하자. 제4 수요자원(240)은 태양광 발전설비(243) 이외에 추가적인 전력 생산설비를 갖추지 못한 상황이므로, 제4 수요자원(240)에게 전력 생산 요청 신호를 전송하더라도 목표 감축량을 충족시키지 못할 수 있다. 이러한 경우, 부하 관리 장치(120)는 제4 수요자원(240) 대신 추가적으로 전력 생산이 가능한 제2 수요자원(220)과 제3 수요자원(230)에 선택적으로 또는 동시에 전력 생산 요청 신호를 전송할 수 있다. 이를 통해, 모든 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240)이 목표 감축량을 충족하도록 제어할 수 있다.
또 다른 실시예에 있어서, 전력 수요처(200)가 복수개의 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240)을 포함하는 경우, 상기 전력 발전량 제어를 수행하는 단계(S1000)는 수요자원들 간의 감축량 거래를 중개하는 단계를 포함할 수 있다. 전력 수요자원들(210, 220, 230, 240)이 서로 간에 감축량을 거래함으로써 낙찰받은 감축량이 이행될 수 있도록 전력 감축량을 제어하는 경우이다.
구체적으로, 상기 수요자원들 간의 감축량 거래를 중개하는 단계는, 감축량 거래 시장을 개설하는 단계(S1040), 매도 주문 및 매수 주문을 접수하는 단계(S1050), 감축량 거래를 체결하는 단계(S1060), 전력 감축 요청 신호를 전송하는 단계(S1070), 및 전력 감축량을 모니터링하는 단계(S1080)를 포함할 수 있다. 여기서, 상기 감축량 거래 시장은 수요자원들(210, 220, 230, 240)이 전력 감축량을 사거나 팔 수 있는 공간을 의미할 수 있다.
상기 감축량 거래 시장을 개설하는 단계(S1040)는 기 설정된 기간 동안 감축량 거래 시장을 개설하는 것일 수 있다. 예를 들면, 상기 기 설정된 기간은 감축 시작 수 시간 전부터 감축 종료시까지 이거나, 또는 감축일 전날부터 감축 종료시까지 일 수 있다. 다만 이는 예시적인 것이며, 상기 감축량 거래 시장의 개설 기간은 필요에 따라 적절히 변경될 수 있다.
일 실시예에 있어서, 상기 감축량 거래 시장을 개설하는 단계(S1040)는, 각 수요자원들(210, 220, 230, 240)에게 감축량 거래 시장 개설 정보를 제공하는 단계, 및 각 수요자원들(210, 220, 230, 240)에게 자신의 고객기준부하(CBL), 목표 감축량 정보, 및 실제 감축량 정보를 제공하는 단계를 포함할 수 있다. 수요자원들(210, 220, 230, 240) 각자가 판매 가능한 감축량 정보를 파악할 수 있도록 하여, 감축량 거래를 활성화시키기 위함이다.
상기 매도 주문 및 매수 주문을 접수하는 단계(S1050)는 감축량 거래 중개부(127)를 통해 수요자원들(210, 220, 230, 240)로부터 매도 주문 및 매수 주문을 수신하고, 수신된 주문들을 제어부(124)로 전달하는 것일 수 있다. 이 때, 상기 매도 주문 및 매수 주문은 매도 또는 매수하려는 감축량, 단위 전력당 가격, 감축 시간 등의 정보를 포함할 수 있다.
상기 감축량 거래를 체결하는 단계(S1060)는 제어부(124)에서 수행되며, 접수된 매도 주문들과 매수 주문들을 이용하여 기 설정된 거래 체결 원칙에 따라 진행될 수 있다. 상기 기 설정된 거래 체결 원칙은, 예를 들면, 단위 전력당 가격을 우선 조건으로 하거나, 감축 시간을 우선 조건으로 하거나, 감축량을 우선으로 하거나, 또는 이들을 조합한 함수를 이용하는 것일 수 있다. 다만 이는 거래 체결 원칙의 예시에 불과하며, 필요에 따라 다른 조건들이 더 추가될 수 있다. 제어부(124)는 상술한 거래 체결 원칙에 따라 수요자원들 간의 감축량 거래를 체결할 수 있다.
상기 전력 감축 요청 신호를 전송하는 단계(S1070)는 체결된 거래의 당사자들에게 감축량 거래 체결 정보, 및 그에 따른 추가 감축 요청 신호를 전송하는 것일 수 있다. 이는 표시부(125) 또는 알림부(126)를 통해 수행될 수 있다.
이후, 부하 관리 장치(120)는 체결된 감축량 거래에 따라 전력 감축이 잘 이행되고 있는지, 그에 따라 각 수요자원들(210, 220, 230, 240)의 목표 감축량이 충족되었는지, 또한 전력 수요처(200) 전체의 목표 감축량이 충족되었는지 여부를 지속적으로 모니터링한다(S1080).
이와 같이, 부하 관리 장치(120)가 수요자원들(210, 220, 230, 240) 간의 감축량 거래를 중개함으로써, 자발적 수요반응(DR)에서 낙찰받은 감축량이 잘 이행될 수 있도록 제어할 수 있다. 특히, 복수의 수요자원들(210, 220, 230, 240) 중 할당된 목표 감축량 이행이 어려운 구성원은 감축량 구매를 통해 목표 감축량을 이행함으로써 수익을 창출할 수 있도록 돕고, 할당된 목표 감축량을 이미 충족한 구성원은 감축량 판매를 통해 더 많은 수익을 창출할 수 있도록 도와줄 수 있다.
상술한 바와 같이, 본 발명에 따른 전력수요 관리 시스템(100) 및 이를 이용한 전력수요 관리 방법은 날씨 변화에 따른 태양광 발전량 변화를 이용하여 자발적 수요반응(DR)에 참여하기 때문에, 전력 소비량 감축을 위한 별도의 노력을 하지 않아도 되는 장점이 있다. 또한, 복수개의 수요자원들을 하나의 그룹으로 묶어 전력 수요감축 경매에 참여하기 때문에, 감축 가능한 전력 사용량이 적은 수요자원도 자발적 수요반응(DR)에 참여할 수 있다. 또한, 날씨 예보를 이용해 발전 전력량을 예측함으로써, 전력 수요감축 경매에 입찰 가능한 날짜와 예상 감축량을 예측할 수 있다. 또한, 실제 감축량이 목표 감축량에 미치지 못하는 경우 전력 수요처(200)로 전력 생산 요청 신호를 전송함으로써, 감축 목표를 달성하도록 관리할 수 있다. 특히, 전력 수요처(200)가 복수개의 수요자원들로 구성된 경우, 각 수요자원별로 생산 가능한 발전 전력량을 파악하여 각 수요자원별로 전력 생산 요청 신호를 전송할 수 있다. 또한, 수요자원들 사이의 감축량 거래를 중개함으로써, 각 수요자원들이 모두 할당된 목표 감축량을 이행할 수 있도록 하여 더 많은 수익을 창출할 수 있다.
[부호의 설명]
100: 전력수요 관리 시스템
110: 실시간 검침기 120: 부하 관리 장치
121: 사용 전력량 수집부 122: 발전량 수집부
123: 메모리부 124: 제어부
125: 표시부 126: 알림부
200: 전력 수요처 300: 계량기
310: 발전량 측정기 400: 전력 공급처
본 발명은 전력수요 관리 시스템 및 방법에 관한 것으로, 보다 상세하게는 태양광 발전량 예측을 통해 최적의 전력 수요감축 경매 시스템에 입찰을 수행하고, 낙찰된 감축량이 이행되도록 전력 수요처를 관리할 수 있는 전력수요 관리 시스템 및 방법에 관한 것이다.

Claims (17)

  1. 전력 수요처의 전력 사용량을 측정하는 계량기, 및 전력 수요처의 전력 발전량을 측정하는 발전량 측정기로부터 측정된 전력 사용량 정보와 전력 발전량 정보를 각각 전달받고, 상기 전달받은 정보들에 근거하여 전력 사용량 데이터 및 전력 발전량 데이터를 생성하는 실시간 검침기; 및
    상기 실시간 검침기에서 생성된 데이터들에 근거하여 상기 전력 수요처에서 감축 가능한 예상 감축량을 산정하고, 상기 산정된 예상 감축량을 기 설정된 기준량과 비교하여 전력 공급처에서 운영하는 전력 수요감축 경매에 입찰할지 여부를 결정하고, 상기 전력 수요감축 경매에 낙찰된 경우 상기 전력 수요처의 전력 사용량 및 전력 발전량을 관리하는 부하 관리 장치를 포함하되,
    상기 부하 관리 장치는,
    상기 실시간 검침기에서 생성된 전력 사용량 데이터를 이용해 상기 전력 수요처의 전력 사용량을 산정하는 사용 전력량 수집부;
    상기 실시간 검침기에서 생성된 전력 발전량 데이터를 이용해 상기 전력 수요처의 전력 발전량을 산정하는 발전량 수집부;
    상기 전력 수요처가 보유한 발전설비에 관한 정보, 및 기상 예측 정보가 저장된 메모리부; 및
    상기 사용 전력량 수집부에서 산정된 전력 사용량, 상기 발전량 수집부에서 산정된 전력 발전량, 및 상기 메모리부에 저장된 발전설비에 관한 정보와 기상 예측 정보를 이용해 상기 전력 수요처에서 감축 가능한 예상 감축량을 산정하는 제어부를 포함하는 전력수요 관리 시스템.
  2. 제1항에 있어서, 상기 메모리부에 저장된 상기 발전설비에 관한 정보는 발전설비가 설치된 지역의 위도, 경도, 및 고도 정보, 발전설비의 최대 발전 용량 정보, 태양광 패널의 설치 방향 및 각도 정보, 발전설비의 과거 발전량 정보 중 적어도 어느 하나를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 시스템.
  3. 제1항에 있어서, 상기 메모리부에 저장된 상기 기상 예측 정보는 수치예보(Numerical Weather Prediction), 지상 기상관측자료, 위성 기상관측자료 중 적어도 어느 하나를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 시스템.
  4. 제1항에 있어서,
    상기 전력 수요처는 전력을 소비하거나 또는 전력을 생산할 수 있는 복수개의 수요자원들을 포함하고,
    상기 사용 전력량 수집부와 상기 발전량 수집부는 상기 복수개의 수요자원들 각각에 대한 전력 사용량과 전력 발전량을 산정하고,
    상기 제어부는 상기 산정된 전력 사용량과 전력 발전량에 근거하여 상기 복수개의 수요자원들 각각에 대한 예상 감축량 및 상기 전력 수요처 전체에 대한 예상 감축량을 산정하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 시스템.
  5. 제4항에 있어서, 상기 부하 관리 장치는 상기 복수개의 수요자원들로부터 감축량 매도 주문 및 감축량 매수 주문을 접수받아 상기 제어부로 전달하는 감축량 거래 중개부를 더 포함하고,
    상기 제어부는 상기 감축량 매도 주문 및 상기 감축량 매수 주문을 이용하여 기 설정된 거래 체결 원칙에 따라 상기 수요자원들 사이의 감축량 거래를 체결하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 시스템.
  6. 제1항에 있어서, 상기 부하 관리 장치는 상기 전력 수요처로 알림 신호를 전송하는 알림부를 더 포함하되,
    상기 알림 신호는 상기 전력 공급처에서 수신한 목표 감축량 정보, 상기 전력 수요처의 현재 전력 사용량 정보와 전력 발전 전력량 정보, 전력 사용 감축 요청 신호, 전력 생산 요청 신호 중 적어도 어느 하나를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 시스템.
  7. 제6항에 있어서,
    상기 전력 수요처는 전력을 소비하거나 또는 전력을 생산할 수 있는 복수개의 수요자원들을 포함하고,
    상기 제어부는 상기 실시간 검침기에서 생성된 데이터들에 근거하여 상기 전력 수요처에서 실제로 감축한 실제 전력 감축량을 산정하고,
    상기 산정된 실제 전력 감축량이 상기 전력 공급처에서 수신한 목표 감축량보다 더 작은 경우, 상기 알림부는 상기 복수개의 수요자원들 적어도 어느 하나에 전력 생산 요청 신호를 전송하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 시스템.
  8. 발전설비를 가진 전력 수요처의 전력 사용량과 발전 전력량을 모니터링하는 단계;
    상기 전력 사용량과 발전 전력량을 이용해 기 설정된 산정기준에 따라 전력 감축이 예정된 감축일의 고객기준부하(Customer Baseline Load)를 산정하는 단계;
    상기 감축일에 상기 전력 수요처의 전력 사용량과 전력 발전량을 예측하는 단계; 및
    상기 예측된 감축일의 고객기준부하, 전력 사용량, 및 전력 발전량을 이용해 상기 감축일에 상기 전력 수요처에서 감축 가능한 예상 감축량을 산정하는 단계를 포함하는 전력수요 관리 방법.
  9. 제8항에 있어서,
    상기 전력 수요처의 전력 사용량과 발전 전력량을 예측하는 단계는,
    상기 전력 수요처가 보유한 태양광 발전설비에서 생산 가능한 최대 발전량을 산정하는 단계; 및
    상기 산정된 최대 발전량과 기상 예측 정보를 이용하여 상기 감축일에 상기 태양광 발전설비에서 생산 가능한 예측 발전량을 산정하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 방법.
  10. 제9항에 있어서, 상기 전력 수요처가 보유한 태양광 발전설비에서 생산 가능한 최대 발전량을 산정하는 단계는, 상기 태양광 발전설비가 설치된 지역의 위도, 경도, 및 고도 정보, 태양광 패널의 설치 방향 및 각도 정보, 상기 태양광 발전설비의 과거 발전량 정보 중 적어도 어느 하나를 이용하여 상기 태양광 발전설비에서 생산 가능한 최대 발전량을 산정하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 방법.
  11. 제9항에 있어서, 상기 기상 예측 정보는 수치예보(Numerical Weather Prediction), 지상 기상관측자료, 위성 기상관측자료 중 적어도 어느 하나를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 방법.
  12. 제8항에 있어서,
    상기 전력 수요처는 전력을 소비하거나 또는 전력을 생산할 수 있는 복수개의 수요자원들을 포함하고,
    상기 전력 수요처의 전력 사용량과 발전 전력량을 모니터링하는 단계는 상기 복수개의 수요자원들 각각에 대한 전력 사용량과 발전 전력량을 측정하는 단계를 포함하고,
    상기 고객기준부하를 산정하는 단계는 상기 측정된 전력 사용량과 발전 전력량에 근거하여 상기 복수개의 수요자원들 각각에 대한 고객기준부하를 산정하는 단계, 및 상기 산정된 복수개의 수요자원들의 고객기준부하에 근거하여 상기 전력 수요처 전체의 고객기준부하를 산정하는 단계를 포함하고,
    상기 전력 수요처에서 감축 가능한 예상 감축량을 산정하는 단계는 상기 복수개의 수요자원들 각각에 대한 예상 감축량을 산정하는 단계, 및 상기 전력 수요처 전체의 예상 감축량을 산정하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 방법.
  13. 제8항에 있어서, 상기 산정된 예상 감축량을 기 설정된 기준량과 비교하여 전력 수요감축 경매에 입찰할지 여부를 판단하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 방법.
  14. 제13항에 있어서, 상기 입찰 여부에 대한 판단 결과 및 상기 예상 감축량에 관한 정보를 상기 전력 수요처로 제공하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 방법.
  15. 제13항에 있어서,
    상기 입찰 여부에 대한 판단 결과에 따라 전력 수요감축 경매 시스템에 입찰을 수행하는 단계;
    상기 전력 수요감축 경매 시스템으로부터 목표 감축량 정보를 수신하는 단계;
    상기 전력 사용량과 전력 발전량을 이용해 상기 감축일에 실제로 감축한 실제 전력 감축량을 산정하는 단계; 및
    상기 실제 전력 감축량이 상기 목표 감축량보다 더 작은 경우, 상기 전력 수요처로 전력 생산 요청 신호를 전송하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 방법.
  16. 제15항에 있어서,
    상기 전력 수요처는 전력을 생산할 수 있는 복수개의 수요자원들을 포함하고,
    상기 전력 수요처로 전력 생산 요청 신호를 전송하는 단계는 상기 복수개의 수요자원들에 선택적으로 전력 생산 요청 신호를 전송하는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 방법.
  17. 제15항에 있어서,
    상기 전력 수요처는 전력을 생산할 수 있는 복수개의 수요자원들을 포함하고,
    상기 전력 수요처로 전력 생산 요청 신호를 전송하는 단계 이후에 상기 복수개의 수요자원들 간의 감축량 거래를 중개하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 전력수요 관리 방법.
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