(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
相互に通信可能に接続されたセンターシステムと複数の発電施設システムとを備え、時間的に変動する需要量と一致した電力を規定時間ごとに発生させる発電システムであって、
各前記発電施設システムは、
電力を発生させる発電機と、
前記センターシステムから受信した運転計画に基づき前記発電機を制御するとともに、前記発電機の異常を検知したときに異常情報を前記センターシステムに送信する制御装置とを含み、
前記センターシステムは、
前記需要量を取得する需要量取得手段と、
前記需要量取得手段が取得した前記需要量に応じて、規定時間における各前記発電機における発電量の和と当該規定時間における前記需要量とが一致するように、各前記発電機の運転計画を作成する運転計画作成手段と、
前記発電施設システムから前記異常情報を受信した時点で前記規定時間内の各前記発電機における発電量の和と前記需要量とが一致するように、各前記発電機の運転計画を補正する運転計画補正手段と、
前記運転計画作成手段および前記運転計画補正手段で求めた各前記発電機の運転計画を、各前記発電施設システムに送信する運転計画送信手段とを含み、
前記制御装置は、各前記発電機の実際の発電量を所定時間間隔で検知し、各前記発電機の実際の発電量と前記需要量との差の積分値が閾値を超えた場合、前記異常情報として前記センターシステムに送信し、
前記運転計画補正手段は、前記発電施設システムから前記異常情報を受信したときに、前記規定時間が終了するまでの残り時間において前記発電量の不足量が補えるように、各前記発電機の運転計画を補正することを特徴とする、発電システム。
発電システム。
【請求項２】
前記運転計画補正手段は、異常状態となった前記発電機の実際の発電量と、前記運転計画において当該発電機に対して指示された発電量との前記規定時間終了時点における差について、当該発電機を制御しても補正できないと判断した場合には、求めた発電量の差が、当該発電機以外の発電機による発電によって補償されるように、各前記発電機の運転計画を補正することを特徴とする、請求項１に記載の発電システム。
【請求項３】
前記運転計画補正手段は、前記異常情報を受信したときに加えて、利用者から計画補正指示が入力されたときに、各前記発電機の運転計画を補正することを特徴とする、請求項１に記載の発電システム。
【請求項４】
前記センターシステムと前記発電施設システムとは、通信回線で常時接続されていることを特徴とする、請求項１に記載の発電システム。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力小売事業者または発電事業者によって使用される発電システムに関し、より特定的には、複数の発電機を制御して、時間的に変動する需要量に一致した電力を規定時間ごとに発生させる発電システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来、発電事業は電力会社のみによって行われてきたが、近年の規制緩和に伴い、電力会社以外の事業体が電力小売事業を行うことが認められるようになった。電力小売事業者は、複数の電力需要家および複数の発電事業者との間で電力の需給に関する契約を結び、電力需要家における電力需要を満たすように、発電事業者が所有する発電機を制御する。発電機から需要家までの電力の搬送には、電力会社が所有する既存の電力送電網が使用される。
【０００３】
電力小売事業者は、電力会社との間で電力送電網の使用に関する契約を結ぶ。この契約では、電力小売事業者は、電力需要家における電力需要の総量と発電事業者における発電量の総量とが規定時間（例えば、３０分）ごとに一致するように発電することを要求される。より具体的にいうと、発電量が需要量より少ない場合には、電力小売事業者は電力会社に対してペナルティー料を支払い、発電量が需要量より多い場合でも、需要量を上回る電力については、電力小売事業者は電力会社から非常に安い対価しか受け取ることができない旨の契約がなされる。
【０００４】
電力小売事業者は、一つの選択肢として、発電量が常に需要量を上回るように発電機を制御してもよい。しかし、需要量を上回る発電を行っても、電力会社からは非常に安い対価しか受け取ることができないので、発電コストが高くなる。したがって、電力小売事業者は、発電コストを抑えるため、規定時間ごとに需要量と発電量とが一致するように発電機を制御する必要が生じる。以下、この制御を「同時同量制御」という。同時同量制御については、本出願人によって、例えば特願２０００−２７１６４２号などが既に出願されている。
【０００５】
図１６は、同時同量制御を行う電力小売事業システムの構成を示すブロック図である。図１６において、小売事業者システム１９は、需要入力装置２１および発電機制御装置３９とそれぞれ通信回線で接続されており、翌日運転計画管理と当日運転指令とを行う。翌日運転計画管理では、小売事業者システム１９は、１日に１度、需要家における翌日の需要計画４１を受信し、これに基づき発電機３２の運転計画４２を作成する。当日運転指令では、小売事業者システム１９は、５分ごとに、電力メータ２３によって測定された需要家設備２２における受電量４３と、電力メータ３３によって測定された発電機３２における発電量４４とを受け取り、これらの値に基づき発電機３２の運転計画４２を作成する。運転計画４２は、受電量４３と発電量４４とが一致するように作成される。発電機制御装置３９は、小売事業者システム１９から運転計画４２を受信し、これに基づき発電機３２を制御する。このように発電機３２を制御することにより、電力小売事業に必要とされる同時同量制御を行うことができる。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、上述したように測定した受電量と発電量とに基づき所定の時間間隔で運転計画を作成するだけでは、高い精度で同時同量制御を行うことができないという問題がある。例えば、図１６に示すシステムでは、需要家設備２２における受電量４３が変動した場合や、発電機３２に異常が生じた場合でも、小売事業者システム１９は、直ちに需要量の変動や異常発生を認識できない。このため、発電機３２の運転計画４２は、次に当日運転指令を行うタイミングまで修正されない。
【０００７】
また、発電事業者が所有する発電機３２は、多くの場合、電力小売事業専用に設けられたものではなく、工場などに設置された自家発電用の発電機である。したがって、実際には、発電機３２によって発生させた電力のうち自家消費分を除いた電力が、電力小売事業用に供給される。小売事業者システム１９は、自家消費分の電力量を考慮して発電機３２の運転計画４２を作成するが、自家消費分の電力量は工場の稼働状況などにより実時間で変動する。このため、発電機３２から運転計画４２で指示された電力を供給できない場合が起こりうる。
【０００８】
このような場合に、測定した受電量と発電量とに基づき所定の時間間隔で運転計画を作成するだけでは、高い精度で同時同量制御を行うことができない。このため、電力会社に対して支払うペナルティー料が多くなり、電力小売事業者における発電コストが高くなる。
【０００９】
それ故に、本発明は、高い精度で同時同量制御を行い発電コストを低減させることにより、電力小売事業および発電事業の事業性を向上させる、電力小売事業用および発電事業用の発電システムを提供することを目的とする。
【００１０】
【課題を解決するための手段および発明の効果】
第１の発明は、相互に通信可能に接続されたセンターシステムと複数の発電施設システムとを備え、時間的に変動する需要量と一致した電力を規定時間ごとに発生させる発電システムであって、
各発電施設システムは、
電力を発生させる発電機と、
センターシステムから受信した運転計画に基づき発電機を制御するとともに、発電機の異常を検知したときに異常情報をセンターシステムに送信する制御装置とを含み、
センターシステムは、
需要量を取得する需要量取得手段と、
需要量取得手段が取得した需要量に応じて、規定時間における各発電機における発電量の和と当該規定時間における需要量とが一致するように、各発電機の運転計画を作成する運転計画作成手段と、
発電施設システムから異常情報を受信した時点で規定時間内の各発電機における発電量の和と需要量とが一致するように、各発電機の運転計画を補正する運転計画補正手段と、
運転計画作成手段および運転計画補正手段で求めた各発電機の運転計画を、各発電施設システムに送信する運転計画送信手段とを含み、
制御装置は、各発電機の実際の発電量を所定時間間隔で検知し、各発電機の実際の発電量と需要量との差の積分値が閾値を超えた場合、異常情報としてセンターシステムに送信し、
運転計画補正手段は、発電施設システムから異常情報を受信したときに、規定時間が終了するまでの残り時間において発電量の不足量が補えるように、各発電機の運転計画を補正することを特徴とする。
【００１１】
このような第１の発明によれば、発電施設システムは、発電機の異常を検知したときに異常情報を送信し、センターシステムは、取得した需要量に応じて運転計画を作成するとともに、異常情報を受信したときには発電機の運転計画を補正して送信する。このように発電施設システムで、時間的に変動する需要量に応じて運転計画を作成し、発電機の異常を検知したときには直ちに運転計画を補正する。つまり、実際の発電量が実時間で変動する場合や、実際の発電量と指示された発電量との不一致が規定時間の途中で発生しても、指示値と実績値との不一致を早期に検出し、直ちに発電機の運転計画を補正することにより、高い精度で同時同量制御を行い、電力小売事業および発電事業における発電コストを低減させることができる。したがって、第１の発明に係る発電システムを用いることにより、電力小売事業および発電事業の事業性を向上させ、これらの事業を円滑に継続することができる。また、発電機の異常は、各発電施設システムで検知されるので、センターシステムの処理負荷を軽減することができる。
【００１６】
第２の発明は、第１の発明において、運転計画補正手段は、異常状態となった発電機の実際の発電量と、運転計画においてその発電機に対して指示された発電量との規定時間終了時点における差について、その発電機を制御しても補正できないと判断した場合には、求めた発電量の差が、その発電機以外の発電機による発電によって補償されるように、各発電機の運転計画を補正することを特徴とする。
【００１７】
このような第２の発明によれば、異常発電機における指令値と実績値との間の不一致は、異常発電機を制御しても補正できない場合には、他の発電機による発電によって補償される。したがって、発電機に異常が生じたときでも、高い精度で同時同量制御を行い、電力小売事業および発電事業における発電コストを低減させることができる。したがって、第２の発明に係る発電システムを用いることにより、電力小売事業および発電事業の事業性を向上させ、これらの事業を円滑に継続することができる。
【００１８】
第３の発明は、第１の発明において、運転計画補正手段は、異常情報を受信したときに加えて、利用者から計画補正指示が入力されたときに、各発電機の運転計画を補正することを特徴とする。
【００１９】
このような第３の発明によれば、センターシステムのオペレータが必要と判断したときにも、発電機の運転計画を補正することができる。このため、発電施設システムで検知したタイミング以外でも、必要に応じて発電機の運転計画の補正を指示することができる。
【００２０】
第４の発明は、第１の発明において、センターシステムと発電施設システムとは、通信回線で常時接続されていることを特徴とする。
【００２１】
このような第４の発明によれば、発電機に異常が生じたときに、異常情報は直ちにセンターシステムに到達し、補正された発電計画は直ちに発電施設システムに到達する。また、需要量が変動したときにも、運転計画の補正を迅速に行える。これにより、高い精度で同時同量制御を行い、電力小売事業および発電事業における発電コストを低減させることができる。したがって、第４の発明に係る発電システムを用いることにより、電力小売事業および発電事業の事業性を向上させ、これらの事業を円滑に継続することができる。
【００２２】
【発明の実施の形態】
（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態に係る発電システムを含んだ電力小売事業システムの構成を示すブロック図である。図１に示すシステムは、電力送電網１、小売事業者システム１１、発電事業者システム１２、需要入力装置２１、需要家設備２２、発電機制御装置３１、発電機３２、および、電力メータ２３と３３を備え、電力小売事業から発電事業を分離して行う場合に使用される。図１において、本実施形態に係る発電システムは、発電事業者システム１２、発電機制御装置３１、発電機３２、および、電力メータ３３を含んでいる。なお、図１では省略されているが、この電力小売事業システムには複数の需要家設備と複数の発電機とが含まれる。
【００２３】
典型的なシステムでは、需要入力装置２１は、需要家設備２２の近くに、例えば同一構内に設置される。同様に、発電機制御装置３１は、発電機３２の近くに設置される。小売事業者システム１１と発電事業者システム１２とは、それぞれ、需要入力装置２１および発電機制御装置３１から離れた場所に設置される。需要入力装置２１と小売事業者システム１１との間、小売事業者システム１１と発電事業者システム１２との間、および、発電事業者システム１２と発電機制御装置３１との間は、それぞれ、通信ネットワーク（図示せず）によって接続される。より好ましくは、発電事業者システム１２と発電機制御装置３１との間は、ブロードバンドの通信ネットワークによって常時接続される。
【００２４】
図１に示すシステムでは、以下のようにして、需要家設備２２で必要とされる電力が発電機３２から供給される。需要家設備２２と発電機３２とは、いずれも、電力会社が所有する電力送電網１に接続される。需要家設備２２は、必要に応じて電力送電網１から電力の提供を受ける。発電機３２は、発電機制御装置３１からの制御に従って電力を発生させ、発生させた電力を電力送電網１に供給する。電力メータ２３と３３とは、それぞれ、需要家設備２２における受電量４３と発電機３２における発電量４４とを測定する。
【００２５】
小売事業者システム１１は、需要入力装置２１から翌日の需要計画４１を受信し、電力メータ２３から受電量４３を受け取る。小売事業者システム１１は、所定の時間間隔で、翌日の需要計画４１と受電量４３とに基づき需要量４５を算出し、求めた需要量４５を発電事業者システム１２に送信する。発電事業者システム１２は、受信した需要量４５に基づき各発電機３２の運転計画４２を作成し、各発電機制御装置３１に送信する。発電機制御装置３１は、受信した運転計画４２に基づき発電機３２を制御する。
【００２６】
発電機３２は、典型的には、工場などに設置された自家発電用の発電機である。発電機３２は、発電機制御装置３１からの制御に従って電力を発生させる。発生させた電力の所定の部分は同一構内に設置された工場設備（図示せず）で自家用に消費され、自家消費分を除いた電力が電力送電網１に供給される。したがって、発電機３２で発生させた電力から自家消費分の電力を除いた電力量が、電力小売事業用に供給される。自家消費分の電力は、概ね１日単位で一定のパターンに従って変動するが、工場設備の稼働状況によっては予定したパターンを逸脱して変動する場合もある。
【００２７】
上述したように、本実施形態に係る発電システムは、発電事業者システム１２、発電機制御装置３１、発電機３２、および、電力メータ３３を含んでいる。この発電システムは、発電機制御装置３１が発電機３２の異常状態を検出して異常情報４６を送信し、発電事業者システム１２は、受信した需要量４５に基づき発電機３２の運転計画４２を作成するとともに、受信した異常情報４６に基づき発電機３２の運転計画４２を動的に補正することを特徴としている。以下、発電システムの詳細について説明する。
【００２８】
図２は、発電事業者システム１２の詳細な構成を示すブロック図である。図２に示すように、発電事業者システム１２は、コマンド入力部５１、異常情報受信部５２、需要量受信部５３、供給量受信部５４、制約設定部５５、発電機データベース５６、運転計画作成部５７、運転計画送信部５８、および、表示部５９を備える。
【００２９】
通常の処理状態では、需要量受信部５３、供給量受信部５４、発電機データベース５６、運転計画作成部５７、および、運転計画送信部５８が、それぞれ次のように動作している。需要量受信部５３は、所定の時間間隔で小売事業者システム１１から需要量４５を受信する。供給量受信部５４は、電力メータ３３から、発電機３２における実際の発電量４４を受け取る。発電機データベース５６は、各発電機３２の特性や発電コスト計算のために必要なデータなどを蓄積している。運転計画作成部５７は、発電機データベース５６に蓄積されたデータを参照して、需要量４５と発電量４４とに基づき、各発電機３２の運転計画４２を作成する。運転計画送信部５８は、各発電機制御装置３１に対して、作成した運転計画４２を送信する。
【００３０】
一方、発電機３２に異常が生じたときには、異常情報受信部５２、制約設定部５５、運転計画作成部５７、および、運転計画送信部５８が動作する。異常情報受信部５２は、発電機制御装置３１から異常情報４６を受信する。制約設定部５５は、受信した異常情報４６に基づき、発電機データベース５６に蓄積されたデータを更新し、運転計画作成部５７に対して計画作成条件を設定する。運転計画作成部５７は、新たに設定された制約条件に従い、各発電機３２の運転計画４２を補正する。すなわち、運転計画作成部５７は、更新された発電機データベース５６の内容を参照して、設定された運転作成条件のもとで、各発電機３２の運転計画４２を再び作成する。運転計画送信部５８は、各発電機制御装置３１に対して、補正後の運転計画４２を送信する。
【００３１】
コマンド入力部５１と表示部５９とは、発電事業者システム１２を監視および操作するために設けられている。コマンド入力部５１は、発電事業者システム１２に対してコマンドを入力するための入力装置である。表示部５９は、図３に示すように、運転計画４２と発電量４４とを発電機３２ごとに対比して表示する。図３に示す画面の例では、６機の発電機Ａ〜Ｆのそれぞれについて、３０分間の運転計画と現在時刻までの発電量が表示されている。図３において、三角印は現在時刻を、黒丸印は現在時刻における発電量を、値Ｐａ〜Ｐｆは運転計画において指示された発電量の指令値を、値Ｑａ〜Ｑｆは発電量の実績値を示している。
【００３２】
図４は、発電機制御装置３１の詳細な構成を示すブロック図である。図４に示すように、発電機制御装置３１は、運転計画受信部６１、運転計画蓄積部６２、発電機インターフェイス部６３、異常状態検出部６４、および、異常情報送信部６５を備える。発電機制御装置３１は、発電機３２における発電量を制御するとともに、発電機３２の異常を検知して、異常情報４６を発電事業者システム１２に対して送信する。
【００３３】
図４において、運転計画受信部６１は、発電事業者システム１２から運転計画４２を受信する。運転計画蓄積部６２は、受信した運転計画４２を蓄積する。発電機インターフェイス部６３は、運転計画蓄積部６２に蓄積された運転計画に基づき、発電機３２における発電量を制御する。異常状態検出部６４は、運転計画蓄積部６２に蓄積された運転計画と、電力メータ３３から受け取った発電量４４とに基づき、発電機３２に異常が発生したか否かを検査し、異常を検知したときには異常情報４６を出力する。異常情報送信部６５は、異常情報４６を発電事業者システム１２に対して送信する。発電事業者システム１２と発電機制御装置３１とがブロードバンドの通信ネットワークで常時接続されている場合、異常情報４６は、直ちに発電事業者システム１２に到達する。
【００３４】
このように本実施形態に係る発電システムでは、発電機制御装置３１が発電機３２の異常を検知して異常情報４６を送信し、発電事業者システム１２は受信した需要量４５に基づき発電機３２の運転計画４２を作成するとともに、受信した異常情報４６に基づき直ちに発電機３２の運転計画４２を補正する。したがって、高い精度で同時同量制御を行い、発電事業における発電コストを低減させることができる。
【００３５】
また、発電事業者システム１２は、オペレータからコマンドが入力されたときに、発電機３２の運転計画４２を補正してもよい。表示部５９には、各発電機３２の運転計画４２と実際の発電量４４とが表示されるので、オペレータは、発電機に異常が生じたことを検知できる。コマンドが入力されたときには、発電事業者システム１２は、異常情報４６を受信したときと同様の処理を行えばよい。
【００３６】
以下、図５ないし図９に示すフローチャートを用いて、発電システムの動作を説明する。まず、図５および図６を用いて翌日運転計画管理について説明し、次に、図７および図８を用いて当日運転指令について説明し、その後、図９を用いて運転計画の動的補正について説明する。
【００３７】
翌日運転計画管理は、１日に１度、所定の時刻に行われる。小売事業者システム１１は、需要家設備２２における翌日の需要計画４１を需要入力装置２１から受信し、受信した需要計画を集計して翌日の需要量を求める。求めた翌日の需要量は、発電事業者システム１２に送信される。
【００３８】
図５は、発電事業者システム１２における翌日運転計画管理の処理を示すフローチャートである。発電事業者システム１２では、始めに、需要量受信部５３が、小売事業者システム１１から翌日の需要量４５を受信する（ステップＳ１０１）。次に、需要量受信部５３は、受信した翌日の需要量が発電機３２の特性や契約上の上下限値や各時刻間の送電変動幅などの制約を満たすか否かを検査し、翌日の需要量を承認する旨を小売事業者システム１１に通知する（ステップＳ１０２）。受信した翌日の需要量は、運転計画作成部５７に出力される。次に、運転計画作成部５７が、翌日の需要量を満たすように、各発電機３２について翌日１日分の運転計画４２を作成する（ステップＳ１０３）。ステップＳ１０３の処理では、運転計画作成部５７は、発電機データベース５６に蓄積された発電機３２の特性や発電コスト計算のためのデータを参照して、翌日の需要量を満たし、かつ、発電コストが最小となるように運転計画４２を作成する。作成された運転計画４２は、運転計画送信部５８に出力される。次に、運転計画送信部５８が、各発電機制御装置３１に対して、作成した翌日１日分の運転計画４２を送信する（ステップＳ１０４）。以上をもって、発電事業者システム１２は、翌日運転計画管理の処理を終了する。
【００３９】
図６は、発電機制御装置３１における翌日運転計画管理の処理を示すフローチャートである。発電機制御装置３１では、始めに、運転計画受信部６１が、発電事業者システム１２から翌日１日分の発電機３２の運転計画４２を受信する（ステップＳ２０１）。この際、運転計画受信部６１は、制御対象である発電機３２の運転計画４２のみを受信すればよい。次に、運転計画受信部６１は、受信した翌日の運転計画４２が発電機３２の特性などの制約を満たすか否かを検査し、翌日の運転計画４２を承認する旨を発電事業者システム１２に通知する（ステップＳ２０２）。受信した翌日の運転計画４２は、運転計画蓄積部６２に出力される。次に、運転計画蓄積部６２は、出力された翌日の運転計画を蓄積する（ステップＳ２０３）。以上をもって、発電機制御装置３１は、翌日運転計画管理の処理を終了する。
【００４０】
当日運転指令は、高い精度で同時同量制御を行うことを目的として、同時同量制御の規定時間よりも短い時間間隔で行われる。本実施形態では、同時同量制御の規定時間を例えば３０分とし、当日運転指令処理を行う時間間隔を例えば５分とする。小売事業者システム１１は、５分ごとに、電力メータ２３から受け取った受電量４３を集計し、今後３０分間の需要量を求める。求めた今後３０分間の需要量４５は、発電事業者システム１２に送信される。
【００４１】
図７は、発電事業者システム１２における当日運転指令の処理を示すフローチャートである。発電事業者システム１２では、始めに、需要量受信部５３が、小売事業者システム１１から今後３０分間の需要量４５を受信する（ステップＳ３０１）。次に、運転計画作成部５７が、今後３０分間の需要量４５を満たすように、各発電機３２について、今後３０分間の運転計画４２を作成する（ステップＳ３０２）。ステップＳ３０２の処理では、運転計画作成部５７は、上述したステップＳ１０３と同様に、発電機データベース５６に蓄積された発電機３２の特性や発電コスト計算のためのデータを参照して、今後３０分間の需要量を満たし、かつ、発電コストが最小となるように運転計画４２を作成する。作成された運転計画４２は、運転計画送信部５８に出力される。次に、運転計画送信部５８が、各発電機制御装置３１に対して、作成した今後３０分間の運転計画４２を送信する（ステップＳ３０３）。以上をもって、発電事業者システム１２は、当日運転指令の処理を終了する。
【００４２】
図８は、発電機制御装置３１における当日運転指令の処理を示すフローチャートである。発電機制御装置３１では、始めに、運転計画受信部６１が、発電事業者システム１２から今後３０分間の発電機３２の運転計画４２を受信する（ステップＳ４０１）。この際、運転計画受信部６１は、ステップＳ２０１と同様に、制御対象である発電機３２の運転計画４２のみを受信すればよい。受信した今後３０分間の運転計画４２は、運転計画蓄積部６２に出力される。次に、運転計画蓄積部６２は、出力された今後３０分間の運転計画を蓄積する（ステップＳ４０２）。
【００４３】
次に、異常状態検出部６４が、運転計画蓄積部６２に蓄積された運転計画と、電力メータ３３から受け取った発電量４４とに基づき、発電機３２に異常が生じたか否かを検査し、異常が生じたときには異常情報４６を作成する（ステップＳ４０３）。異常情報送信部６５は、発電機３２の異常が検知されたときには（ステップＳ４０４のｙｅｓ）、異常情報４６を発電事業者システム１２に対して送信する（ステップＳ４０５）。以上をもって、発電機制御装置３１は、当日運転指令の処理を終了する。
【００４４】
発電機制御装置３１は、翌日運転計画管理と当日運転指令の処理を定期的に行うことに加えて、常に発電機監視処理を行う。より詳細には、異常状態検出部６４が、運転計画蓄積部６２に蓄積された運転計画と、電力メータ３３から受け取った発電量４４とに基づき、発電機３２に異常が生じたか否かを繰り返し検査し、異常を検知したときには異常情報４６を作成する。異常情報送信部６５は、作成された異常情報４６を発電事業者システム１２に対して送信する。
【００４５】
これに対応して、発電事業者システム１２は、翌日運転計画管理と当日運転指令の処理を定期的に行うことに加えて、異常情報を受信して発電機の運転計画を補正する処理を繰り返す。図９は、発電事業者システム１２における発電機の動的補正処理を示すフローチャートである。異常情報受信部５２が異常情報４６を受信したときには、発電事業者システム１２の制御は、ステップＳ５０２へ進む（ステップＳ５０１のｙｅｓ）。この場合は、制約設定部５５が、受信した異常情報４６に基づき、発電機データベース５６の内容を更新し、運転計画作成部５７に計画作成条件を設定する（ステップＳ５０２）。また、コマンド入力部５１が入力を受け付けたときには（ステップＳ５０３のｙｅｓ）、発電事業者システム１２の制御は、ステップＳ５０４へ進む。この場合、制約設定部５５は、入力されたコマンドに基づき、発電機データベース５６の内容を更新し、運転計画作成部５７に計画作成条件を設定する（ステップＳ５０４）。
【００４６】
次に、運転計画作成部５７が、更新された計画作成条件のもとで、各発電機３２について、同時同量制御の規定時間（３０分）までの残り時間の運転計画を作成する（ステップＳ５０５）。例えば、同時同量制御を行ってから５分経過している場合には、運転計画作成部５７は、残り２５分間の運転計画を作成する。ステップＳ５０５の処理により、発電機３２の運転計画４２は、異常情報４６またはコマンド入力に基づき動的に補正されたことになる。次に、運転計画送信部５８が、各発電機制御装置３１に対して、同時同量制御の規定時間（３０分）までの残り時間の補正後の運転計画４２を送信する（ステップＳ５０６）。次に、発電事業者システム１２の制御は、ステップＳ５０１へ戻る。これにより、発電事業者システム１２は、ステップＳ５０１からＳ５０６までの処理を繰り返すことになる。
【００４７】
なお、ステップＳ５０５では、運転計画作成部５７は、以下に示す優先順位に従って、同時同量制御の規定時間（３０分）までの運転計画を作成する。第１に、運転計画作成部５７は、異常が生じた発電機のみの運転計画を補正することによって、異常に対処する。第２に、運転計画作成部５７は、異常が生じた発電機のみの運転計画を補正しても異常に対処できないと判断した場合には、その発電機を含めて他の複数の発電機の運転計画を補正することによって、異常に対処する。第３に、異常が生じた発電機は重故障によって停止しており、運転を継続できない場合には、運転計画作成部５７は、その発電機を除いた他の複数の発電機の運転計画を補正することによって、異常に対処する。運転計画作成部５７は、第２または第３の場合に他の発電機の運転計画を補正する際には、各発電機の特性を考慮して、効率の良い運転状況を保ちながら、負荷の再配分を行う。
【００４８】
図１０を用いて、発電機の異常を検知する基準について説明する。図１０は、発電機の異常を検知する基準の例を説明するための図である。上述したように、発電機の異常は、異常状態検出部６４において、運転計画４２において指示された発電量の指令値と実際の発電量の実績値とに基づき検知される。図１０において、値Ｐは運転計画４２において指示された発電量の指令値を、値Ｑは発電機による発電量の実績値を示す。
【００４９】
第１の判断基準（図１０（ａ））では、同時同量制御の開始時刻から所定の時刻までの指令値Ｐと実績値Ｑとの差の積分値Ｄが所定のしきい値Ｔを越えたときに、このまま発電を続けても同時同量制御の規定時間（３０分）が終了した時点で指示どおりの電力を供給できないとして、発電機に異常が生じたと判断される。図１０（ａ）に示す例では、同時同量制御の開始時刻から１０分を経過したときに、発電機の異常が検知されている。発電機制御装置３１は、第１の判断基準により異常を検知したときには、その時点における差Ｄを異常情報４６に含めて発電事業者システム１２に送信する。
【００５０】
第２の判断基準（図１０（ｂ））では、各時間帯における指令値Ｐと実績値Ｑとの差の積分値Ｄｉが所定のしきい値Ｔｉを越えたときに、このまま発電を続けても同時同量制御の規定時間が終了した時点で指示どおりの電力を供給できないとして、発電機に異常が生じたと判断される。図１０（ｂ）に示す例では、同時同量制御の規定時間（３０分間）が５分ずつ６つの時間帯に分割され、各時間帯の差Ｄ１〜Ｄ６が所定のしきい値Ｔ１〜Ｔ６と比較される。発電機制御装置３１は、第２の判断基準により異常を検知したときには、差Ｄｉのこれまでの和を異常情報４６に含めて発電事業者システム１２に送信する。例えば、同時同量制御の開始時刻から１５分経過した時点で発電機の異常が検知されたときには、差Ｄｉの和（Ｄ１＋Ｄ２＋Ｄ３）が送信される。
【００５１】
第３の判断基準（図１０（ｃ））では、機械的な故障などにより発電不能状態（以下、発電機トリップという）となったときに、発電機に異常が発生したと判断される。図１０（ｃ）に示す例では、時刻Ｔｘで発電機トリップが検知されている。発電機制御装置３１は、第３の判断基準により異常を検知したときには、時刻Ｔｘまでの指令値Ｐと実績値Ｑとの差の積分値に、時刻Ｔｘ以降の指令値Ｐの積分値を加えた和Ｄを、異常情報４６に含めて発電事業者システム１２に送信する。
【００５２】
なお、異常を検出するための判断基準は上記３種類に限るものではなく、任意の判断基準を選択して、あるいは、任意の判断基準を組み合わせて使用してもよい。また、異常状態検出部６４は、発電機の状態情報に基づき、発電機の異常を検出してもよい。
【００５３】
発電事業者システム１２は、異常情報４６を受信したときには、各発電機３２の運転計画４２を再び作成し、発電機制御装置３１に送信する。この際、発電事業者システム１２は、異常状態となった発電機における電力量の不一致が他の発電機による発電によって補償されるように、各発電機３２の運転計画４２を作成する。より詳細に述べると、発電事業者システム１２は、受信した異常情報４６に基づき電力量が不足するか過剰となるかを判断する。電力量が不足する場合には、発電事業者システム１２は、需要量４５に不足分の電力量Ｄを加えた後に、各発電機３２の運転計画４２を再び作成する。逆に、電力量が過剰となる場合には、発電事業者システム１２は、需要量４５から過剰分の電力量Ｄを減じた後に、各発電機３２の運転計画４２を再び作成する。なお、後者の場合には、発電事業者システム１２は、過剰な発電を容認することとして、各発電機３２の運転計画４２を作成しないこととしてもよい。
【００５４】
また、発電事業者システム１２は、異常情報４６を受信したときには、運転計画作成の際の制約条件を変更した後に、各発電機３２の運転計画４２を作成することとしてもよい。具体的には、制約設定部５５が、受信した異常情報４６に基づき、必要に応じて発電機データベース５６に蓄積されたデータを更新する。
【００５５】
図１１は、発電機データベース５６に蓄積された発電機の特性データが更新される様子を示す図である。例えば、発電機Ａの特性データが図１１（ａ）に示す状態であるときに異常情報４６を受信した場合、発電機Ａの特性データは、例えば、図１１（ｂ）に示すように更新される。更新後の特性データでは、更新前の特性データと比べて、出力可変範囲および変化率制約の値が小さい値に更新されている。
【００５６】
以下、３機の発電機を有する発電システム（図１２）を例として、発電機の動的補正の詳細を説明する。図１２に示すシステムでは、発電事業者システム１２は、３機の発電機３２ａ〜ｃの運転計画４２ａ〜ｃを作成し、各発電機制御装置３１ａ〜３１ｃにそれぞれ送信する。発電機制御装置３１ａ〜ｃは、受信した運転計画４２ａ〜ｃに従って、発電機３２ａ〜ｃにおける発電量を制御する。加えて、発電機制御装置３１ａ〜ｃは、運転計画４２ａ〜ｃにおいて指示された発電量と実際の発電量とに基づき発電機３２ａ〜ｃの異常を検知し、異常情報４６ａ〜ｃを送信する。
【００５７】
図１３は、図１２に示す発電システムにおける発電機の動的補正処理を説明するための図である。図１３において、三角印は現在時刻（５分）を、黒丸印は現在時刻における発電量を示す。また、値Ｐａ〜ｃは各発電機の運転計画で指示された指令値、値Ｑａ〜ｃは各発電機の発電量の実績値、値Ｒａ〜ｃは各発電機について再作成された運転計画で指示された指令値を示す。
【００５８】
図１３（ａ）に示すように、同時同量制御の開始時刻（０分）から現在時刻（５分）までの間、発電機ＢおよびＣはそれぞれ指令値ＰｂおよびＰｃに従って発電し、発電機Ａの発電量の実績値Ｑｂは指令値Ｐａを下回ったとする。また、発電機制御装置３１ａが、上述した第２の判断基準により、発電機Ａに対する指令値Ｐａと発電量の実績値Ｑａと差の時間積分Ｄa1が所定のしきい値Ｔよりも大きいことを検出したとする。このとき、発電機制御装置３１ａは、不足分の電力量Ｄa1を異常情報４６に含めて発電事業者システム１２に送信する。
【００５９】
発電事業者システム１２は、発電機Ａの発電量の目標値から値Ｄa1を減じ、発電機ＢおよびＣの発電量の目標値に値Ｄa1を加えた後に、その条件のもとで発電機３２ａ〜ｃの運転計画４２ａ〜ｃを再び作成する。この結果、発電機Ｂの運転計画４２ｂで指示される指令値は値Ｐｂから値Ｒｂに変更され、発電機Ｃの運転計画４２ｃで指示される指令値は値Ｐｃから値Ｒｂに変更される。このように、異常状態となった発電機における電力量の不一致を他の発電機による発電によって補償することにより、高い精度で同時同量制御を行い、発電事業者における発電コストを削減することができる。
【００６０】
以上に示すように、本実施形態に係る発電システムによれば、発電機制御システムは、発電機の異常を検知して異常情報を送信し、発電事業者システムは、時間的に変動する需要量に応じて運転計画を作成するとともに、異常情報を受信したときに直ちに発電機の運転計画を補正して送信する。このように時間的に変動する需要量に応じて運転計画を作成し、発電機の異常を検知したときには直ちに運転計画を補正することにより、高い精度で同時同量制御を行い、発電事業における発電コストを低減させることができる。したがって、本実施形態に係る発電システムを用いることにより、電力小売事業および発電事業の事業性を向上させ、これらの事業を円滑に継続することができる。また、発電機の異常は、発電機制御システムで検知されるので、発電事業者システムの処理負荷を軽減することができる。
【００６１】
また、実際の発電量と指示された発電量とに基づき、発電機の異常が検出されるので、発電機が電力小売事業専用ではないために、実際の発電量が実時間で変動する場合でも、高い精度で同時同量制御を行い、発電事業における発電コストを低減させることができる。
【００６２】
（第２の実施形態）
図１４は、本発明の第２の実施形態に係る発電システムを含んだ電力小売事業システムの構成を示すブロック図である。図１４に示すシステムは、電力送電網１、小売事業者システム１３、需要入力装置２１、需要家設備２２、発電機制御装置３１、発電機３２、および、電力メータ２３と３３を備え、電力小売事業を１つの事業体が行う場合に使用される。図１４において、本実施形態に係る発電システムは、小売事業者システム１３、発電機制御装置３１、発電機３２、および、電力メータ３３を含んでいる。なお、第１の実施形態と同様に、電力小売事業システムには複数の需要家設備と複数の発電機とが含まれる。
【００６３】
図１５は、小売事業者システム１３の詳細な構成を示すブロック図である。図１５に示すように、小売事業者システム１３は、コマンド入力部５１、異常情報受信部５２、需要量受信部７１、需要量予測部７２、供給量受信部５４、制約設定部５５、発電機データベース５６、運転計画作成部５７、運転計画送信部５８、および、表示部５９を備える。
【００６４】
本実施形態に係る小売事業者システム１３は、第１の実施形態に係る小売事業者システム１１と発電事業者システム１２を一体として構成したものである。そこで、本実施形態の構成要素のうち、第１の実施形態と同一の構成要素については、同一の参照符号を付して説明を省略し、本実施形態の特徴的な構成要素のみについて説明する。
【００６５】
図１５において、需要量受信部７１と需要量予測部７２とは、第１の実施形態で示した小売事業者システム１１と同様の処理を行う。すなわち、需要量受信部７１は、需要入力装置２１から翌日の需要計画４１を受信し、電力メータ２３から受電量４３を受け取る。需要量予測部７２は、翌日の需要計画４１と実時間で変動する受電量４３とに基づき、所定の時間間隔で今後３０分間の需要量４７を予測する。この際、需要量予測部７２は、過去の需要量の変動パターンなどを参照して需要予測を行う。求めた需要量４７は、運転計画作成部５７に出力される。
【００６６】
小売事業者システム１３に含まれる他の構成要素は、第１の実施形態と同様に動作する。したがって、本実施形態によっても、第１の実施形態と同様に、高い精度で同時同量制御を行い、電力小売事業を一体として行う場合の発電コストを低減させることができる。したがって、本実施形態に係る発電システムを用いることにより、電力小売事業および発電事業の事業性を向上させ、これらの事業を円滑に継続することができる。
【００６７】
なお、第１の実施形態では電力小売事業から発電事業を分離して行う場合について述べ、第２の実施形態では電力小売事業を一体として行う場合について述べたが、これに加えて、両者を折衷した事業形態において使用される発電システムを構成することもできる。すなわち、一部の需要家からの需要量の総量を受け取り、他の需要家からの需要を個別に受け取る場合についても、同様の発電システムを構成することができる。
【００６８】
また、各発電所には発電機が１機だけ設置され、発電機制御装置は１機の発電機を制御する例について説明したが、これに代えて、各発電所には複数の発電機が設置され、発電機制御装置は複数の発電機を制御することとしてもよい。この場合、発電事業者システムまたは小売事業者システムは発電所単位で運転計画を作成し、発電機制御装置が各発電機の運転計画を作成することとしてもよく、あるいは、発電事業者システムまたは小売事業者システムが各発電機の運転計画を作成することとしてもよい。
【００６９】
また、第１の実施形態では、小売事業者システムと発電事業者システムは１対１に接続される例について説明したが、両者は多対多に接続されることとしてもよい。このようなシステムでは、小売事業者システムは、需要量の総量を分割して、複数の発電事業者システムのそれぞれに分割後の需要量を送信し、発電事業者システムは、複数の小売事業者システムのそれぞれから受信した電力需要の合計を満たすように、発電機を制御すればよい。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１の実施形態に係る発電システムを含んだ電力小売事業システムの構成を示すブロック図である。
【図２】図１に示す発電事業者システムの詳細な構成を示すブロック図である。
【図３】図１に示す発電事業者システムにおける表示画面の例を示す図である。
【図４】図１に示す発電機制御装置の詳細な構成を示すブロック図である。
【図５】図１に示す発電事業者システムにおける翌日運転計画管理の処理を示すフローチャートである。
【図６】図１に示す発電機制御装置における翌日運転計画管理の処理を示すフローチャートである。
【図７】図１に示す発電事業者システムにおける当日運転指令の処理を示すフローチャートである。
【図８】図１に示す発電機制御装置における当日運転指令の処理を示すフローチャートである。
【図９】図１に示す発電事業者システムにおける発電機の動的補正処理を示すフローチャートである。
【図１０】図１に示す発電機制御装置における発電機の異常を検知する基準の例を説明するための図である。
【図１１】図１に示す発電事業者システムにおける発電機データベースの内容が変更される様子を示す図である。
【図１２】３機の発電機を有する発電システムの構成を示すブロック図である。
【図１３】図１２に示す発電システムにおける発電機の動的補正処理を説明するための図である。
【図１４】本発明の第２の実施形態に係る発電システムを含んだ電力小売事業システムの構成を示すブロック図である。
【図１５】図１４に示す小売事業者システムの詳細な構成を示すブロック図である。
【図１６】従来の電力小売事業システムの構成を示すブロック図である。
【符号の説明】
１…電力送電網
１１、１３…小売事業者システム
１２…発電事業者システム
２１…需要入力装置
２２…需要家設備
２３、３３…電力メータ
３１…発電機制御装置
３２…発電機
４１…翌日の需要計画
４２…運転計画
４３…受電量
４４…発電量
４５、４７…需要量
４６…異常情報
５１…コマンド入力部
５２…異常情報受信部
５３、７１…需要量受信部
５４…供給量受信部
５５…制約設定部
５６…発電機データベース
５７…運転計画作成部
５８…運転計画送信部
５９…表示部
６１…運転計画受信部
６２…運転計画蓄積部
６３…発電機インターフェイス部
６４…異常状態検出部
６５…異常情報送信部
７２…需要量予測部
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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