JP7008580B2

JP7008580B2 - 発電計画策定装置

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Publication number: JP7008580B2
Application number: JP2018108616A
Authority: JP
Inventors: 聖士桜井; 秀明平野
Original assignee: Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2018-06-06
Filing date: 2018-06-06
Publication date: 2022-01-25
Anticipated expiration: 2038-06-06
Also published as: JP2019213374A

Description

本発明は発電計画策定装置に関し、より特定的には、揚水発電設備を含む発電計画策定装置に関する。

短時間の負荷変動に対する追従性を考慮した発電計画を作成するための発電計画策定装置が、特許第５４５２７１４号公報（特許文献１）に記載されている。特許文献１の発電計画策定装置では、計画単位時間毎の発電機の起動停止状態の決定に、発電機の出力変化速度のデータと、計画単位時間よりも短い時間で考慮された短時間調整容量データとが用いられる。

さらに、特許文献１では、需給バランス制約、運転予備力制約、及び、下げ代制約といった計画単位時間の制約条件を考慮して、制約違反の発生時に違反量ができるだけ小さくなるような解を得るために、違反量に対する仮想コストを組み入れたコスト計算式の値が最小となるように、発電計画を策定することが記載されている。

特許第５４５２７１４号公報

特許文献１では、揚水発電機も計画対象とする実施形態が記載されている。しかしながら、特許文献１では、揚水発電機により調整力を確保するために貯水量の上限値及び下限値が制限されることの影響が、発電計画策定時の経済性に反映されていない。揚水発電機により調整力を確保するために、必要以上に揚水して貯水量を増加すると、或いは、必要以上に発電して貯水量を減少すると、コストの悪化が懸念される。従って、揚水発電による調整力確保の経済性を考慮して発電計画を策定しなければ、負荷変動等に対する調整力の確保と、発電計画の経済性との両立が困難となることが懸念される。

この発明は、上述の課題を解決するためになされたもので、揚水発電設備を用いた調整力確保と、経済性の確保とを両立を可能とする発電設備運用計画を策定することである。

本発明のある局面によれば、発電計画策定装置は、送配電事業者による発電設備運用計画を策定する発電計画策定装置であって、調整力必要量算出部と、発電設備運用計画策定部と、揚水発電評価部と、運用計画判定部と、揚水発電設備運用計画修正部とを備える。調整力必要量算出部は、系統安定化のために予備的に必要とされる調整力必要量を算出する。発電設備運用計画策定部と、調整力必要量が確保されるように、揚水発電設備を含む発電設備に係る発電設備運用計画を策定する。揚水発電評価部は、発電設備運用計画における揚水発電設備の運用計画の経済性を評価する。運用計画判定部は、揚水発電評価部による評価結果に基づいて、発電設備運用計画の成否を判定する。揚水発電設備運用計画修正部は、運用計画判定部によって否定された発電設備運用計画について揚水発電設備の運用計画を修正する。

本発明によれば、調整力必要量が確保されるように策定された発電設備運用計画における揚水発電設備の運用計画の経済性の評価に基づいて発電設備運用計画の成否を判定するとともに、運用計画判定部によって否定された発電設備運用計画について揚水発電設備の運用計画を修正することができる。この結果、揚水発電設備を用いた調整力確保と、経済性の確保とを両立させた発電設備運用計画を策定することができる。

本実施の形態に係る発電計画策定装置の構成を説明するためのブロック図である。図１に示された発電計画策定装置のハードウェア構成例を示すブロック図である。本実施の形態に係る発電計画策定装置の処理を説明するためのフローチャートである。発電設備運用計画の構造を説明するための図表が示される。発電事業者による発電設備運用計画の一例を説明する三次元グラフである。送配電事業者による発電設備運用計画の一例を説明する三次元グラフである。図３に示された揚水発電設備の運用評価のための処理を説明するフローチャートである。揚水発電設備における揚水運転期間及び揚発運転期間の設定例を示す概念図である。図３に示された揚水発電設備の運用計画判定のための処理を説明するフローチャートである。

以下に、本発明の実施の形態について図面を参照して詳細に説明する。なお、以下では、図中の同一又は相当部分には同一符号を付して、その説明は原則的に繰返さないものとする。

図１は、本実施の形態に係る発電計画策定装置の構成を説明するためのブロック図である。

図１を参照して、本実施の形態に係る発電計画策定装置１００は、発電設備情報取得部７と、予測・分析情報取得部８と、調整力必要量算出部９と、発電設備運用計画取得部１１と、発電設備運用計画策定部１２と、揚水発電設備評価部１３と、運用計画判定部１４と、揚水発電設備運用計画修正部１５と、運用計画出力部１６とを備える。

発電設備情報取得部７は、火力発電設備情報１及び揚水発電設備情報２を取得して、火力発電設備及び揚水発電設備の出力可能範囲や起動・停止パターンなどを、調整力必要量算出部９に伝達する。

予測・分析情報取得部８は、エリア、短周期変動分析情報６を取得する。予測・分析情報取得部８は、取得した各種情報に基づく、エリア需要、再エネ、及び、その他電源の計画誤差実績に関する分析結果、並びに、短周期変動実績に関する分析結果を、調整力必要量算出部９に出力する。

調整力必要量算出部９は、発電設備情報取得部７及び予測・分析情報取得部８から伝達された情報を基に、運用上確保すべき調整力必要量を算出する。当該調整力必要量は、各送配電事業者の供給区域における周波数制御、及び、需給バランスその他の系統安定化業務に必要となる発電設備の能力（発電電力）を示す。算出された調整力必要量は、発電設備運用計画策定部１２へ伝達される。

発電設備運用計画取得部１１は、発電設備運用計画（ＢＧ計画）情報１０に基づき、各発電事業者の発電計画を発電設備運用計画策定部１２へ伝達する。

発電設備運用計画策定部１２は、発電設備運用計画取得部１１から伝達された情報と、調整力必要量算出部９から伝達された調整力必要量に基づき、送配電事業者による発電設備運用計画を策定する。発電設備運用計画には、揚水発電設備による発電が含まれる。策定された発電設備運用計画は、揚水発電設備評価部１３へ伝達される。

揚水発電設備評価部１３は、発電設備運用計画策定部１２から伝達された情報を基に、発電設備運用計画策定部１２によって策定された発電設備運用計画における、揚水発電機及び貯水池を含む揚水発電設備の運用を評価する。揚水発電設備評価部１３による評価結果は、運用計画判定部１４に伝達される。

運用計画判定部１４は、揚水発電設備評価部１３から伝達された情報を基に、揚水発電設備の運用計画の経済性を判定する。運用計画判定部１４は、揚水発電設備運用計画修正部１５および運用計画出力部１６に接続されている。

運用計画判定部１４による判定結果が良好である場合には、運用計画出力部１６が、運用計画判定部１４によって判定された揚水発電設備の運用計画を、運用計画判定部１４から得られた情報を基に発電設備運用計画情報１７として出力する。これにより、揚水発電設備による調整力確保の経済性を考慮した発電設備運用計画を得ることができる。

これに対して、運用計画判定部１４による判定結果が不良である場合には、揚水発電設備運用計画修正部１５が、揚水発電設備の運用計画を修正する。修正された揚水発電設備の運用計画は、発電設備運用計画策定部１２に伝達される。運用計画判定部１４は、伝達された揚水発電の運用計画（修正後）を反映した発電設備運用計画を再度策定する。再策定された発電設備運用計画は、揚水発電設備評価部１３によって経済性が判定される。

運用計画判定部１４による判定結果が良好となるまで、揚水発電設備運用計画修正部１５による揚水発電設備の運用計画の修正、発電設備運用計画策定部１２による、修正後の揚水発電設備の運用計画を反映した発電設備運用計画の再策定は、繰り返し実行される。

図２は、図１に示された発電計画策定装置１００のハードウェア構成例を示すブロック図である。

図２を参照して、発電計画策定装置１００は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）１９、主記憶装置２０、及び、補助記憶装置２１を含むコンピュータ１８によって構成することができる。コンピュータ１８は、入力装置２２、ディスプレイ等の出力装置２５、及び、ネットワーク２３と接続される。又、コンピュータ１８は、ネットワーク２３を経由して、外部記憶装置２４とさらに接続される。

図１に示された、発電設備情報取得部７、予測・分析情報取得部８、及び、発電設備運用計画取得部１１の各機能は、入力装置２２により入力された情報を読み込むことによって実現することができる。或いは、発電設備情報取得部７、予測・分析情報取得部８、及び、発電設備運用計画取得部１１の各機能は、補助記憶装置２１に保存されている情報の中から、入力装置２２によって指定された情報を読み込むことによって実現されてもよい。又は、発電設備情報取得部７、予測・分析情報取得部８、及び、発電設備運用計画取得部１１の各機能は、外部記憶装置２４に保存されている情報の中から、入力装置２２によって指定された情報をネットワーク２３経由で読み込むことによって実現されてもよい。発電設備情報取得部７、予測・分析情報取得部８、及び、発電設備運用計画取得部１１の各機能によって読み込まれた情報は、主記憶装置２０上に展開される。

図１に示された、調整力必要量算出部９、発電設備運用計画策定部１２、揚水発電設備評価部１３、運用計画判定部１４、及び、揚水発電設備運用計画修正部１５による機能は、コンピュータ１８の内部演算処理としてＣＰＵ１９を用いて実現できる。ＣＰＵ１９は、主記憶装置２０上の情報を読み込むとともに、各種演算処理を実行する。ＣＰＵ１９による演算結果は、主記憶装置２０上に格納される。

運用計画出力部１６は、ＣＰＵ１９による演算処理によって策定した発電設備運用計画情報１７を、ユーザが確認するために出力装置２５に表示する機能を有する。また、運用計画出力部１６は、策定した発電設備運用計画情報１７を保管するため、当該情報を補助記憶装置２１に可能する機能を有する。或いは、運用計画出力部１６は、策定した発電設備運用計画情報１７を保管するため、ネットワーク２３を経由して、当該情報を外部記憶装置２４に格納してもよい。運用計画出力部１６の機能についても、ＣＰＵ１９の演算処理によって実現することが可能である。

図３は、本実施の形態に係る発電計画策定装置の処理を説明するためのフローチャートである。図３に示された各ステップは、ＣＰＵ１９（図２）によって実行することができる。

図３を参照して、ＣＰＵ１９は、ステップ（以下、単に「Ｓ」と表記する）１００により、図１に示された火力発電設備情報１及び揚水発電設備情報２に基づく発電設備情報を取得する。発電設備情報は、例えば、火力発電設備及び揚水発電設備の各々の、出力可能範囲及び起動・停止パターンを含む。すなわち、Ｓ１００の処理は、図１の発電設備情報取得部７に相当する。

ＣＰＵ１９は、Ｓ１１０により、予測・分析情報を取得する。予測・分析情報は、図１に示された、エリア需要予測・分析情報３、再エネ電源予測・分析情報４、その他電源予測・分析情報５、及び、短周期変動分析情報６に基づく、エリア需要、再エネ、及び、その他電源の計画誤差実績に関する分析結果、並びに、短周期変動実績に関する分析結果を含む。すなわち、Ｓ１１０の処理は、図１の予測・分析情報取得部８に相当する。

ＣＰＵ１９は、Ｓ１２０により、Ｓ１００で取得された発電設備情報及びＳ１１０で取得された予測・分析情報から、調整力必要量を算出する。調整力必要量は、エリア需要予測・分析情報３、再エネ電源予測・分析情報４、その他電源予測・分析情報５、及び、短周期変動分析情報６を用いて、周波数制御、需給バランス調整、及び、その他の系統安定化業務として対応すべき各変動要因（需要予測誤差、発電出力予測誤差、短周期変動実績、及び、電源脱落分等）を算出するとともに、算出した変動要因を組み合わせることによって算出することができる。尚、各変動要因の選定、及び、各変動要因をどのように組み合わせるかは、各送配電事業者の運用方針に従って任意に設定することができる。この結果、系統安定化のために予備的に確保されるべき電力が、調整力必要量として算出される。Ｓ１２０の処理は、図１の調整力必要量算出部９に相当する。

ＣＰＵ１９は、ステップＳ１３０により、発電事業者による発電設備運用計画を取得する。発電設備運用計画は、図１に示された発電設備運用計画（ＢＧ計画）情報１０に基づいて取得される。すなわち、Ｓ１３０の処理は、図１の発電設備運用計画取得部１１に相当する。Ｓ１３０で取得された、発電事業者による発電設備運用計画は、個々の事業者ごとの発電計画であり、供給区域全体における需給バランス及び上述の調整力必要量（Ｓ１２０）が考慮されていない。

図４には、発電設備運用計画の構造を説明するための図表が示される。
図４を参照して、発電設備運用計画は、＃１～＃ＮのＮ台（Ｎ：２以上の任意の自然数）の発電機の時間帯毎の発電電力によって示される。当該Ｎ台の発電機には、揚水発電設備の発電機、及び、揚水発電設備以外の発電設備（火力発電設備等）の発電機の両方が含まれる。図４の例では、３０分刻みの２４区間のそれぞれについて、第ｉ番目の発電機（ｉ：１～Ｎの自然数）の発電電力Ｐ（ｉ）１～Ｐ（ｉ）２４が策定される。尚、発電電力＝０は、当該発電機の停止を意味する。

再び図３を参照して、ＣＰＵ１９は、Ｓ１４０により、送配電事業者による発電設備運用計画を策定する。Ｓ１４０で策定される発電設備運用計画は、供給区域全体の需給バランス及び調整力必要量を考慮して、発電事業者による発電設備運用計画（Ｓ１３０）を修正することによって策定される。すなわち、Ｓ１４０の処理は、図１の発電設備運用計画策定部１２に相当する。

ここで図５及び図６を用いて、発電事業者による発電設備運用計画及び送配電事業者による発電設備運用計画の一例を説明する。

図５及び図６を参照して、運用計画に従って、発電コスト順に配列された＃１～＃ＮのＮ個の発電機の各時刻における発電電力が決定される。図中には、Ｎ個の発電機の各々について、運用計画に従った発電電力を、当該発電機の最大発電電力で除算することによって算出される出力率によって、運用計画が示される。

図５には、発電事業者による発電設備運用計画（Ｓ１３０）の一例が示される。発電事業者による策定には、供給区域全体の需給バランス及び調整力必要量は反映されておらず、基本的には、発電事業者の経済性（発電コスト）が最優先された運用計画が策定される。従って、当該運用計画のままでは、万一、実運用時に需要予測誤差や太陽光発電の出力予測誤差などの計画からのずれ（変動）が発生した場合、変動に対応する余力が足りなくなる可能性がある。

これに対して、図６には、送配電事業者による発電設備運用計画（Ｓ１４０）の一例が示される。送配電事業者は、発電事業者から取得した運用計画（図５）を元に、将来想定される供給区域内で発生する需要変動に対応できるような調整力を事前に確保し、かつ、需給バランスを満たすように修正を加えることによって、運用計画を策定する。

図５及び図６を比較すると、図５（発電事業者）では、経済性を優先するために、高コストの発電機を停止するとともに、作動する発電機の個数が抑えられ、かつ、低コストの発電機の出力率が高く設定されていることが理解される。特に、低コスト側の発電機については、終日出力率を最大値（すなわち、最大発電電力での作動）とすることで、経済的な運用計画とされている。このため、仮に需給変動や予測誤差によって発電電力が不足もしくは余剰した際には、発電機の新たな作動が必要となり、系統安定化のための調整力を速やかに確保できないことが懸念される。

一方で、図６（送配電事業者）では、図５と比較して、作動する発電機の出力率が抑えられており（図中「Ｘ」）、かつ、高コスト側の発電機が追加運転されている（図中「Ｙ」）。これにより、需給バランス及び調整力の確保が容易となることが理解される。

このように策定された、送配電事業者による発電設備運用計画（図６）において、Ｎ個の発電機のうち、揚水発電機の運転計画（作動期間及び発電電力）についても確定される。この際に、揚水発電機の各運転期間について、需給バランス目的の運転、及び、調整力確保のための運転のいずれであるかが定義付けされる。又、図６による運用計画における揚水発電機による揚水発電運転（以下、「揚発運転」とも称する）に備えて予め貯水池から揚水する期間及び揚水量を定める揚水運転計画が定められる。

再び図３を参照して、ＣＰＵ１９は、Ｓ１５０により、Ｓ１４０で策定された発電設備運用計画に基づき、揚水発電設備の運用を評価する。Ｓ１５０による処理は、図１の揚水発電設備評価部１３に対応する。

図７には、揚水発電設備の運用評価（Ｓ１５０）のための処理を説明するフローチャートが示される。

図７を参照して、ＣＰＵ１９は、揚水発電設備の運用を評価するために、Ｓ１５１～Ｓ１５６により、揚水運転及び揚発運転のコストを算出する。例えば、揚水発電設備の運用計画は、図８に示されるように、揚水運転期間Ｔ１と、揚水運転期間Ｔ１の後に設けられた、揚発運転期間Ｔ２ａ，Ｔ２ｂ，Ｔ３を含む。ここで、揚発運転期間Ｔ２ａ，Ｔ２ｂは、需給バランス目的の発電を行うために計画されており、揚発運転期間Ｔ３は、長勢力確保目的の発電を行うために計画されているものとする。すなわち、揚発運転期間Ｔ２ａ，Ｔ２ｂは「第１の揚発運転期間」の一例に対応し、揚発運転期間Ｔ３は「第２の揚発運転期間」の一例に対応する。

ＣＰＵ１９は、Ｓ１５１により、揚水発電設備の運用計画から揚水運転期間（図８のＴ１）を抽出するとともに、Ｓ１５２により、抽出された揚水運転期間における揚水単価Ｐ１（円／ｋＷｈ）を算出する。ここで、揚水単価Ｐ１は、揚水原資（水を汲み上げるための電力）として使用した火力発電機の運転費用（円）を揚水動力量（ｋＷｈ）で除算することによって算出される。揚水動力量は、運用計画に従った発電量を得るために必要な水量を汲み上げるために要するエネルギに相当する。揚水単価Ｐ１により、貯水池の運用の経済性を評価することができる。

ＣＰＵ１９は、Ｓ１５３により、揚水発電設備の運用計画から需給バランス目的の揚発運転期間（図８のＴ２ａ，Ｔ２ｂ）を抽出するとともに、Ｓ１５４により、抽出された揚水運転期間における、揚水発電を用いないときの発電単価に相当する揚発単価Ｐ２（円／ｋＷｈ）を算出する。ここで、揚発単価Ｐ２は、揚水発電を使用せずに火力発電機で発電した場合の運転費用（円）を、揚水発電電力量（ｋＷｈ）で除算することによって算出される。図８の例では、揚発運転期間Ｔ２ａ，Ｔ２ｂの各々において、揚発単価Ｐ２が算出される。

ＣＰＵ１９は、Ｓ１５５により、揚水発電設備の運用計画から調整力確保目的の揚発運転期間（図８のＴ３）を抽出するとともに、Ｓ１５６により、抽出された揚水運転期間における揚発調整力単価Ｐ３（円／ｋＷｈ）を算出する。ここで、揚発調整力単価Ｐ３は、揚水発電を用いずに火力発電機で調整力確保する場合において、火力発電機の出力を変化させる運転での発電単価として定義される。例えば、揚発調整力単価Ｐ３としては、事前に発電事業者により設定された調整力確保に応じるための火力発電機の出力単価等を用いることが可能である。

再び図３を参照して、ＣＰＵ１９は、Ｓ１６０により、揚水発電設備の運用計画の経済性を判定する。Ｓ１６０による処理は、図１の運用計画判定部１４に対応する。

図９には、揚水発電設備の運用計画判定（Ｓ１６０）のための処理を説明するフローチャートが示される。

図９を参照して、ＣＰＵ１９は、Ｓ１６１により、経済性判定結果を示すフラグＦＬＧ＝０に初期化する。さらに、ＣＰＵ１９は、Ｓ１６２により、揚水発電設備の運用計画における揚発運転期間を１個ずつ抽出する。

ＣＰＵ１９は、Ｓ１６３により、Ｓ１６２で抽出した揚発運転期間が需給バランス目的であるか否かを判定する。例えば、最初に図８の揚発運転期間Ｔ２ａが抽出された場合には、Ｓ１６３がＹＥＳ判定とされて、処理はＳ１６４に進められる。ＣＰＵ１９は、Ｓ１６４では、図７のＳ１５４で算出された揚発単価Ｐ２と、図７のＳ１５１で算出された揚水単価Ｐ１とを比較する。揚発単価Ｐ２が揚水単価Ｐ１よりも安いとき（Ｓ１６４のＹＥＳ判定時）には、Ｓ１６６ａにより、ＦＬＧの値が維持される。一方で、揚発単価Ｐ２が揚水単価Ｐ１以上のとき（Ｓ１６４のＮＯ判定時）には、Ｓ１６６ｂにより、ＦＬＧ＝１とされる。

ＣＰＵ１９は、Ｓ１６６ａ又はＳ１６６ｂの後、全ての揚発運転期間についてＳ１６３～Ｓ１６６ａ，１６６ｂの判定処理が終了したか否かを判定する。例えば、図８の揚発運転期間Ｔ２ａに対する判定処理（Ｓ１６３～Ｓ１６６ａ，Ｓ１６６ｂ）の終了時には、次の揚発運転期間Ｔ３に対する判定処理を実行するために、Ｓ１６７がＮＯ判定とされて、処理はＳ１６２に戻される。

Ｓ１６２において、図８の揚発運転期間Ｔ３が抽出されたときには、Ｓ１６３はＮＯ判定とされて、処理はＳ１６５へ進められる。ＣＰＵ１９は、Ｓ１６５では、図７のＳ１５６で算出された揚発調整力単価Ｐ３と、図７のＳ１５１で算出された揚水単価Ｐ１とを比較する。揚発調整力単価Ｐ３が揚水単価Ｐ１よりも安いとき（Ｓ１６５のＹＥＳ判定時）には、Ｓ１６６ａにより、ＦＬＧの値が維持される。一方で、揚発調整力単価Ｐ３が揚水単価Ｐ１以上のとき（Ｓ１６５のＮＯ判定時）には、Ｓ１６６ｂにより、ＦＬＧ＝１とされる。Ｓ１６６ａ又はＳ１６６ｂの後、処理は再びＳ１６８に進められる。

ＣＰＵ１９は、全ての揚発運転期間の判定が終了するまでの間（Ｓ１６７のＮＯ判定時）、Ｓ１６２～Ｓ１６６ａ，Ｓ１６６ｂの処理を繰り返す。この結果、揚水発電設備の運用計画における揚発運転期間の各々について、需給バランス目的の揚発運転では揚発単価Ｐ２が揚水単価Ｐ１と比較されるとともに、調整力確保目的の揚発運転では揚発調整力単価Ｐ３が揚水単価Ｐ１と比較される。

全ての揚発運転期間の判定が終了した時点（Ｓ１６７のＹＥＳ判定時）において、全ての揚発運転期間において、揚発単価Ｐ２又は揚発調整力単価Ｐ３が揚水単価Ｐ１よりも安いときには、フラグＦＬＧは初期値のままである（ＦＬＧ＝０）。この場合には、Ｓ１４０で策定された発電設備運用計画における揚水発電設備の運用が経済的なものであることになる。

一方で、少なくとも１つの揚発運転期間において、揚発単価Ｐ２又は揚発調整力単価Ｐ３が揚水単価Ｐ１以上であると、フラグＦＬＧは初期値から「１」に変化している（ＦＬＧ＝１）。これは、Ｓ１４０で策定された発電設備運用計画では、揚水発電を用いることで火力発電よりもコストが高くなっている揚発運転期間が存在することを示している。このように、全ての揚発運転期間の判定が終了した時点でのフラグＦＬＧの値には、Ｓ１４０で策定された発電設備運用計画における、貯水池を含む揚水発電設備の運用に対する経済性の評価結果が反映されている。

ＣＰＵ１９は、全ての揚発運転期間の判定が終了すると（Ｓ１６７のＹＥＳ時）、Ｓ１６８により、フラグＦＬＧの値を確認する。ＣＰＵ１９は、ＦＬＧ＝０のとき（Ｓ１６８のＹＥＳ判定時）には、Ｓ１６９ａにより、Ｓ１６０の判定結果を「ＯＫ」とする。一方で、ＦＬＧ＝１のとき（Ｓ１６８のＮＯ判定時）には、Ｓ１６９ｂにより、Ｓ１６０の判定結果は「ＮＧ」とされる。

再び図３を参照して、ＣＰＵ１９は、Ｓ１６０の判定結果が「ＯＫ」であると、Ｓ１４０で策定された発電設備運用計画を肯定して、Ｓ１８０により、Ｓ１４０で策定された発電設備運用計画を出力する。これにより、揚水発電設備による調整力確保の経済性を考慮した運用計画が確定されて、図１に示された発電設備運用計画情報１７が得られる。例えば、発電設備運用計画情報１７は、ＣＰＵ１９から主記憶装置２０に出力されるとともに、図２の出力装置２５を用いて、視覚的に表示することが可能である。Ｓ１６０の処理は、運用計画出力部１６の機能に対応する。

ＣＰＵ１９は、Ｓ１６０の判定結果が「ＮＧ」であるときには、Ｓ１４０で策定された発電設備運用計画が否定されて、Ｓ１７０により、揚水発電設備の運用計画が修正される。すなわち、Ｓ１７０の処理は、図１の揚水発電設備運用計画修正部１５に対応する。

Ｓ１７０では、例えば、ＦＬＧ＝１となった揚発運転期間について、揚水発電で調整力を確保することを止めて、火力発電で調整力を確保するように、揚水発電設備運用計画を修正することができる。或いは、揚水単価Ｐ１を下げるために、揚水運転期間の時刻を変更することによって、揚水発電設備運用計画を修正することも可能である。このように、図９による判定において、全ての揚発運転期間でＦＬＧ＝０に維持されるように、揚水発電設備運用計画が修正される。

ＣＰＵ１９は、Ｓ１７０によって揚水発電設備運用計画を修正すると、処理をＳ１４０に進めて、修正された揚水発電設備運用計画が反映された発電設備運用計画を再度策定する。さらに、ＣＰＵ１５０は、Ｓ１５０及びＳ１６０により、Ｓ１４０で再度策定された発電設備運用計画の経済性を評価する。この結果、Ｓ１６０がＮＯ判定とされると、再びＳ１７０によって揚水発電設備運用計画が修正されるとともに、Ｓ１５０及びＳ１６０によって修正後の揚水発電設備運用計画が反映された発電設備運用計画の経済性が評価される。このように、発電設備運用計画中の全ての揚発運転期間において、揚水発電の運用によるコストメリット（火力発電機だけの計画よりも運用コストが安くなること）が享受されるまで、揚水発電設備運用計画を含む発電設備運用計画を繰り返し修正することができる。

以上説明したように、本実施の形態に係る発電計画策定装置によれば、需給バランス及び調整必要量が確保された発電設備運用計画（Ｓ１４０）における揚水発電設備の運用計画の経済性を評価するとともに、経済性の評価が良好でない場合には、揚水発電設備運用計画を修正することができる。この結果、揚水発電設備を用いた調整力確保と、経済性の確保とを両立させた発電設備運用計画を策定することができる。

特に、発電設備運用計画（Ｓ１４０）における全ての揚発運転期間において、揚水発電を用いることで火力発電よりもコストが高くなっている揚発運転期間が存在しなくなるように、揚水発電設備運用計画を策定することでで、経済性を十分に評価することができる。又、経済性の評価（Ｓ１５０，Ｓ１６０）が良好になるまで、揚水発電設備運用計画を繰り返し修正することができるので、確実に経済性が確保された発電設備運用計画を策定することができる。

今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味及び範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

１火力発電設備情報、２揚水発電設備情報、３エリア需要予測・分析情報、４再エネ電源予測・分析情報、５その他電源予測・分析情報、６短周期変動分析情報、７発電設備情報取得部、８分析情報取得部、９調整力必要量算出部、１０情報、１１発電設備運用計画取得部、１２発電設備運用計画策定部、１３揚水発電設備評価部、１４運用計画判定部、１５揚水発電設備運用計画修正部、１６運用計画出力部、１７発電設備運用計画情報、１８コンピュータ、２０主記憶装置、２１補助記憶装置、２２入力装置、２３ネットワーク、２４外部記憶装置、２５出力装置、１００発電計画策定装置、Ｐ１揚水単価、Ｐ２揚発単価、Ｐ３揚発調整力単価、Ｔ１揚水運転期間、Ｔ２ａ，Ｔ２ｂ，Ｔ３揚発運転期間。

Claims

送配電事業者による発電設備運用計画を策定する発電計画策定装置であって、
系統安定化のために予備的に必要とされる調整力必要量を算出する調整力必要量算出部と、
前記調整力必要量が確保されるように、揚水発電設備を含む発電設備に係る前記発電設備運用計画を策定する発電設備運用計画策定部と、
前記発電設備運用計画における前記揚水発電設備の運用計画の経済性を評価する揚水発電評価部と、
前記揚水発電評価部による評価結果に基づいて、前記発電設備運用計画の成否を判定する運用計画判定部と、
前記運用計画判定部によって否定された前記発電設備運用計画について前記揚水発電設備の運用計画を修正するための揚水発電設備運用計画修正部とを備え、
前記発電設備運用計画策定部は、発電事業者によって策定された発電設備運用計画に対して、需給バランス及び前記調整力必要量を確保するための修正を加えることによって、前記発電設備運用計画を策定し、
前記揚水発電設備の運用計画は、揚水発電に備えて水を汲み上げる揚水運転期間と、前記需給バランスを目的として揚水発電機を運転する第１の揚発運転期間と、前記調整力必要量を確保する目的で前記揚水発電機を運転する第２の揚発運転期間との時刻スケジュールを含み、
前記揚水発電評価部は、前記揚水運転期間における前記水を汲み上げる際の電力単価と、前記第１及び第２の揚発運転期間の各々における、前記揚水発電設備を用いないときの発電単価との比較に基づいて、前記揚水発電設備の運用計画の経済性を評価する、発電計画策定装置。
前記揚水発電評価部及び前記運用計画判定部は、前記揚水発電設備運用計画修正部によって前記揚水発電設備の運用計画が修正される毎に、修正された前記運用計画の経済性の評価及び前記修正された運用計画が反映された前記発電設備運用計画の成否を判定し、
前記運用計画判定部によって前記発電設備運用計画が肯定されるまで、前記揚水発電設備運用計画修正部は、前記揚水発電設備の運用計画を繰り返し修正する、請求項１記載の発電計画策定装置。
前記発電設備は、火力発電設備をさらに含み、
前記第１の揚発運転期間における前記発電単価は、前記揚水発電設備を使用せずに前記火力発電設備で発電した場合の運転費用を、前記揚水発電設備での計画発電電力量で除算することによって算出され、
前記第２の揚発運転期間における前記発電単価は、前記調整力必要量を確保するための前記火力発電設備の出力を変化させる運転での前記発電単価に従って算出される、請求項１又は２に記載の発電計画策定装置。