(57)【要約】【課題】計画値同時同量を満たすと共に、経済的に電力を供給することができる。【解決手段】制御装置は、電力供給システムから送配電網へ単位時間に送電する電力量である送電電力量に対し、単位時間毎の送電電力量の計画値を取得し、計画値に基づいて送電電力量の許容範囲を算出し、単位時間よりも短い時間間隔で、送配電網に接続される電力計測装置の計測結果を取得し、計測結果に基づいて、単位時間毎の送電電力量の実績値を算出し、実績値に基づいて、単位時間毎の送電電力量の予測値を算出し、予測値が許容範囲内であるという送電電力量条件の下で、蒸気タービン発電機の供給電力を変化させる、ように構成されている。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力供給システムであって、
電力線を介して送配電網に接続される発電機と、
電力線を介して前記送配電網に接続される電力機器と、
制御線を介して、前記発電機に接続される制御装置と、
を備え、
前記電力機器により供給又は消費される電力は、変動し、
前記制御装置は、
前記電力供給システムから前記送配電網へ単位時間に送電する電力量である送電電力量に対し、単位時間毎の前記送電電力量の計画値を取得し、
前記計画値に基づいて前記送電電力量の許容範囲を算出し、
前記送配電網に接続される電力計測装置の計測結果を取得し、
前記計測結果に基づいて、前記単位時間毎の前記送電電力量の実績値を算出し、
前記実績値に基づいて、前記送電電力量の予測値を算出し、
前記予測値が前記許容範囲内であるという送電電力量条件の下で、前記発電機の供給電力を変化させる、
ように構成されている、
電力供給システム。
【請求項２】
電力供給システムであって、
電力線を介して送配電網に接続される発電機と、
電力線を介して前記送配電網に接続される電力機器と、
制御線を介して、前記発電機に接続される制御装置と、
を備え、
前記電力機器により供給又は消費される電力は、変動し、
前記制御装置は、
前記電力供給システムから前記送配電網へ単位時間に送電する電力量である送電電力量に対し、単位時間毎の前記送電電力量の計画値を取得し、
前記計画値に基づいて前記送電電力量の許容範囲を算出し、
前記単位時間よりも短い時間間隔で、前記送配電網に接続される電力計測装置の計測結果を取得し、
前記計測結果に基づいて、前記単位時間毎の前記送電電力量の実績値を算出し、
前記実績値に基づいて、前記単位時間毎の前記送電電力量の予測値を算出し、
前記予測値が前記許容範囲内であるという送電電力量条件の下で、前記発電機の供給電力を変化させる、
ように構成されている、
電力供給システム。
【請求項３】
請求項１または２に記載の電力供給システムであって、
電力線を介して前記送配電網に接続され、制御線を介して前記制御装置に接続される蓄電池を備えることを特徴とする電力供給システム。
【請求項４】
請求項３に記載の電力供給システムであって、
前記蓄電池は、前記制御装置からの指示に基づいて電力を供給し、
前記制御装置は、前記送電電力量条件の下で、前記発電機及び電源の少なくとも何れかの供給電力を変化させることを特徴とする電力供給システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力供給システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
エネルギーを化石燃料に頼らない持続可能な社会を実現するために、太陽光発電や風力発電など再生可能エネルギー発電が急速に普及している。しかし、これらの発電量は電力使用量と必ずしも一致しない場合も多い。どの瞬間にも電力の需給バランスが安定して保たれる必要があるため、需給差分を他の電源で補う必要がある。この補償のために、蓄電装置による充放電や、火力や水力発電の電力を負荷に応じて変化させる必要がある。これらの調整力は、再生可能エネルギー発電が増えるほど、ますます多く必要になってくる。
【０００３】
近年、特に太陽光発電が急速に普及しており、この調整力が足りなくなっている。それに伴い、系統運用者は太陽光発電の導入制限や、発電電力の受入れ制限を課すことが増えており、発電業者は投資の回収が遅れたり、装置の稼働率低下により、収入が得づらくなったりしている。このため、再生可能エネルギー発電の普及が伸びない懸念がある。
【０００４】
系統運用者は、太陽光発電事業者に対して、太陽光発電の受入れ制限を少なくする方法として、蓄電設備の併設を促している。系統運用者にとっては、計画的で予測可能な発電運用が重要であり、太陽光発電が気象条件によって不測に上下することに備えるコストを抑制できれば良い。
【０００５】
したがって、各発電事業者は発電計画をたて、それに沿って発電するということが最も望ましいことから、計画値同時同量という制度も導入されている。これは、ある所定の単位時間、例えば３０分や１時間毎の発電計画を前日にあらかじめ入札し、実際の発電時に発電業者が計画通りになるように電力を調整するものであって、その実績を後から検証し、精算する仕組みである。実績発電量と計画値との差が許容値を超えると、発電事業者にペナルティ料金を課されるのが一般的である。許容値はたとえば３％に設定されている例もある。
【０００６】
特許文献１には、風力発電とガスタービン発電を合計した出力を調整する方法が記載されている。特許文献２には、自然エネルギーを利用した発電とガスタービン発電機による電力供給を、気象条件に伴う発電量変化を補完する電力供給管理システムが記載されている。特許文献３では、消費電力量および太陽光発電量を予測し、予測値と実際の値が異なっていた場合であっても、太陽光発電量を有効に利用することができる電力供給システムが記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】国際公開第２０１４／００２２７４号
【特許文献２】特開２０１５―００６０７８号公報
【特許文献３】特開２０１２―２２２８６０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
しかしながら、太陽光発電を持つ発電事業者が計画発電を行う場合には、自家で調整力を持つ必要がある。自家用の調整力としては、特許文献１にあるように蓄電池、ガスタービン発電装置、ディーゼル／ガスエンジンなどが考えられる。しかし、蓄電池の初期コストは高く、ガスやディーゼルの燃料費は高いため、発電事業者としては採算が合わなくなる場合がある。また、調整力は負荷変化率の限界が決まっているため、瞬時に電力量を調整ができない。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
上記課題を解決するために、本発明の一態様である電力供給システムは、電力線を介して送配電網に接続される発電機と、電力線を介して前記送配電網に接続される電力機器と、制御線を介して、前記発電機に接続される制御装置と、を備え、前記電力機器により供給又は消費される電力は、変動し、前記制御装置は、  前記電力供給システムから前記送配電網へ単位時間に送電する電力量である送電電力量に対し、単位時間毎の前記送電電力量の計画値を取得し、前記計画値に基づいて前記送電電力量の許容範囲を算出し、前記送配電網に接続される電力計測装置の計測結果を取得し、前記計測結果に基づいて、前記単位時間毎の前記送電電力量の実績値を算出し、前記実績値に基づいて、前記送電電力量の予測値を算出し、前記予測値が前記許容範囲内であるという送電電力量条件の下で、前記発電機の供給電力を変化させる、ように構成されている。
【発明の効果】
【００１０】
計画値同時同量を満たすと共に、経済的に電力を供給することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】実施例１の電力供給システムを示す。
【図２】制御装置１０の制御ロジックを示す。
【図３】計画値と実績値の一例を示す。
【図４】変形例における計画値を示す。
【図５】変形例の制御装置１０の制御ロジックを示す。
【図６】送電電力の時間変化を示す。
【図７】蒸気発電の出力減少量が不足する場合の送電電力の時間変化を示す。
【図８】変形例の送電電力の時間変化を示す。
【図９】実施例２の電力供給システムを示す。
【発明を実施するための形態】
【００１２】
以下、本発明の実施例を、図面を参照して説明する。なお、実施例を説明するための全図において、同一の部材には原則として同一の符号を付し、重複する説明は、適宜、省略する。
【実施例１】
【００１３】
図１は、実施例１の電力供給システムを示す。
【００１４】
プラント１は、電力設備として、蒸気発電装置１１１と、電力負荷２０１と、太陽光発電装置１０１と、ガスタービン発電装置１２１と含む。蒸気発電装置１１１と太陽光発電装置１０１とガスタービン発電装置１２１の夫々の発電電力量は、は、制御装置１０によって監視・制御される。遮断器１６は、プラント１と外部の送配電網との接続点（連系点）である。電力測定器１６０における電力がプラント１の内部から外部に流れることで、プラント１から送配電網へ送電する。電力測定器１６０は、プラント１の現在の送電電力を制御装置１０へ送る。制御装置１０は、一定間隔の時間で送電計画と比較している。制御装置１０は、ここで測定された電力量から、蒸気発電装置１１１と太陽光発電装置１０１とガスタービン発電装置１２１の発電電力量を除算することによって、電力負荷２０１の電力を知ることができる。蒸気発電装置１１１と、太陽光発電装置１０１と、ガスタービン発電装置１２１とは、制御線を介して、制御装置１０に接続されている。蒸気発電装置１１１と、電力負荷２０１と、太陽光発電装置１０１と、ガスタービン発電装置１２１とは、電力線と遮断器１６を介して送配電網に接続されている。
【００１５】
蒸気発電装置１１１は、ボイラ３０１から蒸気を受取り、発電する。ボイラ３０１は、プラント１の内部に有っても、外部に合ってもよい。ボイラ３０１は、プラント１へ蒸気を送る他に、プロセス蒸気４０１Ａ、４０１Ｂ、４０１Ｃを、他のプラントへ送っている。ボイラ３０１は、大容量化による高効率を実現しており、また、他のプラントが化学プラントである場合、一定の圧力と温度のプロセス蒸気４０１が必要とされるため、ボイラ３０１は、基本的に一定出力である。このため、ボイラ３０１は、蒸気発電装置１１１向けにも一定の圧力と温度の蒸気を送る。
【００１６】
プラント１から送配電網へ送ることができる送電電力は、「送電電力＝蒸気発電＋太陽光発電−電力負荷＋ガスタービン発電」となる。電力負荷と太陽光発電の実際の電力量は、計画と異なる。このため、連系点における送電電力は、計画値とずれてしまう。一方、電力の託送において、３０分ないし１時間の単位時間の電力量の実績値を計画値と同量にしなければ、ペナルティを課される。このため、実運転時、制御装置１０は、単位時間の発電計画を守るために、単位時間より短い計測時間の周期で発電を計測し、予測し、リアルタイムにプラント１内の電力を調整する。
【００１７】
このとき、実績値の電力量は、リアルタイムの電力を単位時間当たりで積分した値となる。制御装置１０は、計画値と実績値の差分を許容値（たとえば３％）以下に抑えなくてはならない（送電電力条件）。
【００１８】
蒸気発電やガスタービン発電においては、通常、燃料投入量を操作することができるので、計画通りに発電でき、その効率は、定格出力すなわち最大出力の場合に最も効率が良い。したがって、プラント１のような構成では、太陽光発電の実績値が計画値よりも大きい場合、太陽光発電を抑制することが考えられる。一方、本実施例では、制御装置１０は、太陽光発電を抑制せず、蒸気発電を抑制する。通常、蒸気発電を抑制すると発電効率が下がり、経済的ではないが、本実施例の着眼点を以下に説明する。
【００１９】
先進国などでは人件費の高騰により国内の製造コストが上昇し、製造業が海外に移転している。したがって、以前は最大の稼働率で運転していた大型の化学プラントなどが一部操業を停止・中止するケースが多い。従来、石油化学コンビナートでは、大規模なボイラで集中的に蒸気を生成し、その蒸気を様々な化学プラントに分配していた。しかし、現在、石油化学コンビナート内の一部のプラントが停止していることで、既存のボイラの蒸気が余剰になっている場合がある。あるいは、最大の稼働率で最適化されていたプラント内の自家発電における熱と電気のエネルギーマネジメントが、プラントの一部の休止に伴って変化した熱電バランスに対して適切な配分ではなくなり、蒸気が余剰になっている場合がある。
【００２０】
そこで、本実施例では、この余剰な蒸気を有効活用するため、プラントに蒸気タービンを設置して発電することで、プラント内の電力を賄い、さらに余剰の電力を自社内の他のプラントやビルなどに託送、さらには、電力卸売市場に売電するための電力供給システムを提供する。これにより、既存の大型ボイラを高効率で運転し、プラント内だけでなく、他プラントにも送電することにより、自社内でのエネルギーの自給率を上げることができる。
【００２１】
化学プラントなどに用いるプロセス蒸気は、一定温度・一定圧力が必要なので、複数のプラント向けに蒸気を生成する既存の大型ボイラも一定負荷運転となる。このため、蒸気発電は、このようなプロセス蒸気を用いると、一定出力運転しかできない。そこで、本実施例では、蒸気発電装置１１１の蒸気取入経路（配管）に、蒸気バイパス弁３１１を設ける。蒸気バイパス弁３１１、制御装置１０からの指示に基づいて、蒸気取入経路の内部から外部へ蒸気を逃がす。制御装置１０は、蒸気バイパス弁３１１の開度を制御し、ボイラ３０１からの蒸気圧を調節することで、蒸気発電の出力を調整する。蒸気バイパス弁３１１は、制御線を介して、制御装置１０に接続されている。また、制御装置１０は、蒸気バイパス弁３１１を制御することで、ボイラを制御することに比べて、蒸気発電装置１１１の出力の変化速度を速くすることができる。
【００２２】
このとき、蒸気発電装置１１１は、最大負荷運転している場合で、電力測定器１６０の計測値が計画よりも余剰になりそうな場合には、蒸気バイパス弁３１１を開け、蒸気タービンの発電を抑制する。これにより、太陽光発電装置１０１を抑制せずに済むため、蒸気発電に比べ売電価格が高い太陽光発電の電力を増やすことができ、発電事業者の収入が増える。このとき、余剰の蒸気を廃棄することになるが、余剰の蒸気を暖房など別用途に使うことも可能であることは言うまでもない。
【００２３】
一方、実績値が計画値よりも不足しそうな場合、制御装置１０は、最大負荷運転している蒸気発電の出力を増やせないため、ガスタービン発電装置１２１などで出力を補填する。例えば、制御装置１０は、計画にガスタービン発電を含めず、不足時のみにガスタービン発電を起動することで、燃料費は計画との不足時のみにしか生じず、ランニングコストを抑えることができる。このように本実施例の特徴は、発電電力量の計画値と実績値の差分をリアルタイムで補償する際に、不足時と余剰時で担当する電源を変えることにある。
【００２４】
図２は、制御装置１０の制御ロジックを示す。
【００２５】
この図に示された制御ロジックは、発電装置の種類毎に、出力調整優先度と、出力調整方向と、実績値性質とを示す。出力調整優先度は、当該発電装置を調整する優先度を示す。出力調整方向は、出力を調整する方向を示す。例えば、当該発電装置の出力調整方向が「減」を示す場合、当該発電装置は出力を減らすことができることを示す。実績値性質は、当該発電装置の出力の実績値が計画値と一致するか否かを示す。例えば、実績値性質が「不一致」を示す場合、当該発電装置の出力の実績値は計画値と一致しないことを示す。
【００２６】
本実施例では、計画値と実績値の差が生じる予測となった場合に、制御装置１０は、それを修正するために、もっとも優先して蒸気発電を制御する。制御装置１０は、蒸気発電の制御は主に余剰が生じた場合に抑制する。もし、蒸気発電を抑制しても抑制量が足りない時、制御装置１０は、太陽光発電を抑制する。この場合、制御装置１０は、太陽光発電のインバータを制御することで、出力を減少させる。太陽光発電よりも優先して蒸気発電を抑制し、太陽光発電の出力制限をできるだけ短くすることで、発電事業者は、高い売電収入を確保することができる。
【００２７】
次に、送電量が不足する予測となった場合、制御装置１０は、蒸気発電に余力があればそれを優先し、余力がない場合には、ガスタービン発電で補填する。蒸気発電は、高い出力で高効率なので、送電計画時には最大出力で計画したほうが良い。そのため、実送電時に送電不足の場合にさらに蒸気発電を増やすことは困難である。そのため、他の電源が必要である。他の電源とはガスタービン発電装置１２１（ＧＴ）、ガスエンジン発電機、ディーゼル発電機、蓄電池などが考えられる。これにより、他の電源の燃料費を抑えることができる。もし他の電源が駆動していた場合、制御装置１０は、それらを利用して、送電不足にも余剰にも対応できることは言うまでもない。
【００２８】
また、送電不足の場合の最後の手段として、電力負荷を切り離して消費を減らすという方法がある。例えば、制御装置１０は、電力負荷を制御してもよいし、電力負荷の管理者に電力消費の抑制の要求を送信してもよい。
【００２９】
図３は、計画値と実績値の一例を示す。
【００３０】
この図において、点線の曲線は、計画値を示し、実線の曲線は、実績値を示す。
【００３１】
ここでの蒸気発電（蒸気発電装置１１１）の計画値は、最大出力で一定である。太陽光発電（太陽光発電装置１０１）の計画値は、天気予測を元に算出される。電力負荷（電力負荷２０１）の計画値は、過去の実績に基づき算出される。制御装置１０は、すべての計画値を合計して送電計画を作り、実際の送電時には、これに合うように各電源を制御する。７時から１１時までの期間において、太陽光発電の実績値が計画値より多いので、制御装置１０は、蒸気発電を抑制する。１２時から１５時までの期間において、電力負荷の実績値が計画値よりも大きく、送電可能量が不足するため、制御装置１０は、他電源（ガスタービン発電装置１２１）の出力を増加させる。１５時から１９時までの期間において、電力負荷が計画よりも小さくなり、送電の実績値が計画値よりも余剰になるため、制御装置１０は、蒸気発電を抑制する。このように制御することで、他電源に必要な燃料は最小限に、余剰な蒸気を有効利用することができる。また、太陽光発電や電力負荷等の電力機器の、供給または消費の電力の変動に応じて、蒸気発電および他電源を制御することで、計画値同時同量を満たすことができる。
【００３２】
図４は、変形例における計画値を示す。
【００３３】
各発電装置の発電電力に対して、出力調整可能範囲の上限値と下限値が予め設定される。蒸気発電（蒸気発電装置１１１）の出力の計画値は、出力調整可能範囲の中央値より上に設定される。他発電（ガスタービン発電装置１２１）の出力の計画値は、出力調整可能範囲の中央値より下に設定される。これにより、出力を減らす場合、蒸気発電の出力の減少量を大きく確保することができると共に、蒸気発電の出力の減少量が不足する場合、他発電の出力を減少させることができる。また、出力を増やす場合、他発電の出力の増加量を大きく確保することができると共に、他発電の出力の増加量が不足する場合、蒸気発電の出力を増加させることができる。
【００３４】
図５は、変形例の制御装置１０の制御ロジックを示す。
【００３５】
実施例１の制御ロジックに対して、変形例の制御ロジックでは、出力調整方向の設定値が異なる。ここで、出力調整方向「減（主）」は、出力を減らす場合に主に当該発電装置の出力を減らすことを示す。また、出力調整方向「減（副）」は、出力を減らす場合であって主の発電装置の出力の減少量が不足する場合に、副の発電装置の出力を減らすことを示す。また、出力調整方向が「増（主）」は、出力を増やす場合に主に当該発電装置の出力を増やすことを示す。また、出力調整方向「増（副）」は、出力を増やす場合であって主の発電装置の出力の増加量が不足する場合に、副の発電装置の出力を増やすことを示す。
【００３６】
この図の例では、出力を減らす場合、制御装置１０は、まず蒸気発電の出力を減らし、減少量が足りない場合に、他発電の出力を減らす。また、出力を増やす場合、制御装置１０は、まず他発電の出力を減らし、増加量が足りない場合に、蒸気発電の出力を増やす。
【００３７】
次に、制御装置１０による制御の具体例について説明する。
【００３８】
図６は、送電電力の時間変化を示す。
【００３９】
この図において、横軸は時刻を示し、縦軸は電力供給システムから外部への送電電力を示す。
【００４０】
単位時間を３０分とする。時刻ｔ１からｔ２までの時間と、ｔ２からｔ４までの時間との夫々が３０分である。３０分間の送電電力の計画値の積分値が、計画電力量であり、「計画」の長方形に囲まれた領域の面積である。これに対して、送電電力カーブの実績値が「実績」の実線で示され、送電電力量の実績値である実績電力量が送電電力カーブの下側の領域の面積である。領域Ａの面積と領域Ｂの面積は等しいので、時刻ｔ１からｔ２までの期間における実績電力量は計画通りである。しかし、制御装置１０により、時刻ｔ２以降では実績電力量が計画電力量よりも多いことが予測される。そこで、制御装置１０は、時刻ｔ２とｔ４の間のｔ３で蒸気発電の出力を下げ始める。このｔ３を決めるのは、蒸気発電の出力変化レートの最大値（最大変化率、最大変化速度）である。通常の蒸気発電設備では、数％／分の出力変化率（以下ランプレート）が最大である。したがって、この蒸気発電設備の最大ランプレートを考慮し、領域Ｃの面積と領域Ｅの面積が同じになるように、時刻ｔ３から蒸気発電の電力を抑制し始める必要がある。このような予測は、他電源設備であるガスタービン発電装置１２１に対しても同様で行われる。制御装置１０は、実績電力量を予測し、送電電力量を調整する電源のランプレートを考慮し、予め出力を調整することにより、実績電力量を計画電力量に合わせることができる。
【００４１】
図７は、蒸気発電の出力減少量が不足する場合の送電電力の時間変化を示す。
【００４２】
この図に示すように、計画値と実績値の差が大きく、蒸気発電の出力変化率を最大にしても、ｔ２からｔ４の間で、領域Ｆの面積と領域Ｇの面積とを等しくできない場合もありうる。この場合、前述の変形例の制御ロジックを用いてもよい。
【００４３】
図８は、変形例の送電電力の時間変化を示す。
【００４４】
この場合、制御装置１０は、蒸気発電と他発電を用いて最大変化率を大きくする。この場合の他発電は、蒸気発電装置１１１よりも出力変化率の大きなガスタービン発電装置１２１やガスエンジン、ディーゼルエンジンなどを用いる。これにより、制御装置１０は、ｔ２からｔ４の間で、領域Ｆａの面積と領域Ｇａの面積とを等しくでき、単位時間毎の計画電力量と実績電力量を一致させることができる。
【００４５】
本実施例によれば、太陽光発電等の再生可能エネルギー発電機を持つ発電事業者が、計画値同時同量を運用可能にすると共に、経済的に電力を供給することができる。
【００４６】
なお、電力供給システムは、太陽光発電装置と、電力負荷と、プラント内でプロセス蒸気として使用しない蒸気を利用した発電とを合計した電力を、或る単位時間ごとに計画発電してもよい。実運用時、電力供給システムは、計画との差分を所定の範囲に収めるために、単位時間よりも短い周期で定期的に発電量を計測・予測し、単位時間の発電量の積分値が計画を上回りそうな場合には、他の発電設備よりも優先して蒸気発電を抑える。
【００４７】
また、電力供給システムは、太陽光発電装置と、プラント内でプロセス蒸気として使用しない蒸気を利用した発電装置と、それとは別の燃料による発電装置のそれぞれの電力の合計から電力負荷を除いた電力を、或る単位時間ごとに計画発電してもよい。実発電時、電力供給システムは、単位時間よりも短い周期で定期的に発電量を計測・予測し、予め定めた発電計画との差を積分値で評価しながら遂次発電装置の出力を調整して、計画値との差を許容値に収める制御をする。発電量の抑制は主に蒸気発電装置が担い、発電量の補填は主に蒸気以外の燃料による発電装置・または電源が担う。
【００４８】
また、電力供給システムは、太陽光発電と、一台以上の電源のそれぞれの電力の合計から電力負荷を除いた電力を、或る単位時間ごとに計画発電してもよい。実発電時に、電力供給システムは、単位時間よりも短い周期で定期的に発電量を計測・予測し、予め定めた発電計画との差を積分値で評価しながら遂次電源の出力を調整して計画値との差を許容値に収める制御をする。この場合において、電源の出力の変化速度の最大値を考慮して単位時間の電力積分値を予測し、それに基づいて該電源の出力を修正する。
【００４９】
また、電源の一つは、プラント内でプロセス蒸気として使用しない蒸気を利用した発電装置である。それ以外の電源の一つは、蒸気発電装置よりも高い出力変化率である。電力供給システムは、蒸気発電だけで計画調整できない場合に、それ以外の電源で調整出力を補う。
【実施例２】
【００５０】
ここでは、一つの事業者が、複数の事業所を管理している場合について説明する。
【００５１】
図９は、実施例２の電力供給システムを示す。
【００５２】
実施例２の電力供給システムは、プラント１Ｂとオフィスビル２と制御装置１０Ｂを含む。プラント１Ｂとオフィスビル２は、一つの事業者により管理されている。実施例１のプラント１と比較すると、実施例２のプラント１Ｂは、太陽光発電装置１０１を含まない。オフィスビル２には、電力負荷２０１Ａと太陽光発電装置１０１とを含む。プラント１Ｂは、送配電線２０を通じて、電力をオフィスビル２に自己託送する。事業者は、プラント１Ｂとオフィスビル２の合計の電力を計画する。
【００５３】
この場合、オフィスビル２では、太陽光発電により、発電電力が計画とずれる。事業者は、この電力の過不足分でペナルティを課されないように、プラント１Ｂの発電電力を制御することで、プラント１Ｂとオフィスビル２の合計の送電電力を調整する。制御装置１０Ｂは、実施例１の制御装置１０と同様にして、過不足に対し、蒸気発電装置１１１、ガスタービン発電装置１２１、および電力負荷２０１Ａ、２０１Ｂを制御する。
【００５４】
本実施例によれば、事業者は、複数の事業所の間で電力の自己託送を行うことにより、複数の事業所の合計の送電電力量の実績値を計画値に合わせることができる。
【００５５】
蒸気タービン発電機は、蒸気発電装置１１１および蒸気バイパス弁３１１等に対応する。蒸気タービンは、蒸気発電装置１１１等に対応する。調整装置は、蒸気バイパス弁３１１等に対応する。電力機器は、電力負荷２０１、太陽光発電装置１０１等に対応する。電源は、ガスタービン発電装置１２１等に対応する。電力計測装置は、電力測定器１６０等に対応する。許容範囲は、実績値と計画値との差が許容値以下である実績値の範囲等に対応する。第１供給電力範囲は、蒸気発電装置１１１の出力調整可能範囲等に対応する。第２供給電力範囲は、ガスタービン発電装置１２１の出力調整可能範囲等に対応する。第１設備は、プラント１Ｂ等に対応する。第２設備は、オフィスビル２等に対応する。
【００５６】
以上、本発明の実施形態を説明したが、これは本発明の説明のための例示であって、本発明の範囲を上記構成に限定する趣旨ではない。本発明は、他の種々の形態でも実施する事が可能である。
【符号の説明】
【００５７】
１、１Ｂ…プラント、  ２…オフィスビル、  １０、１０Ｂ…制御装置、  １６…遮断器、  ２０…送配電線、  １０１…太陽光発電装置、  １１１…蒸気発電装置、  １２１…ガスタービン発電装置、  １６０…電力測定器、  ２０１、２０１Ａ…電力負荷、  ３０１…ボイラ、  ３１１…蒸気バイパス弁、  ４０１…プロセス蒸気
【図１】
2020043757.tif 000003
【図２】
2020043757.tif 000004
【図３】
2020043757.tif 000005
【図４】
2020043757.tif 000006
【図５】
2020043757.tif 000007
【図６】
2020043757.tif 000008
【図７】
2020043757.tif 000009
【図８】
2020043757.tif 000010
【図９】
2020043757.tif 000011