利用热变换装置的虚拟发电厂系统及利用该系统的虚拟发电厂运行方法与流程

1.本发明涉及利用热变换装置的虚拟发电厂系统及利用该系统的虚拟发电厂运行方法(virtual power plahnt system using heat conversion device and virtual power plant operating method using the same)。


背景技术：

2.近来，因化石燃料的枯竭和能源短缺，新再生能源的比例不断增加。另外，为应对全球气候危机及确保工业竞争力，全世界范围内新再生能源的比例在增加。另外，为了弥补现有的中央供电中心的电力供应方式，电力系统中积极引入分布式电源(distributed energy resource，der)。
3.分布式电源具备可在负载附近以中小规模兴建，可短期筹建，可短时间内移动的优点。另外，开发出综合管理系统即虚拟发电厂(virtual power plant，vpp)，以利用先进的信息通信技术及自动控制技术，作为单一发电系统运行分散在电力网内的各种类型的分布式电源。
4.但是，在利用新再生能源发电的分布式电源的情况下，因根据气象及天气等输出发生剧变，从而难以控制输出，而且因瞬间发生的输出变动，有可能导致电力供求的不均衡。
5.例如，当因分布式电源的输出激增，分布式电源的发电量超过投标发电量时，电力系统或虚拟发电厂的频率变高，因电力供应过剩，有可能发生供求不均衡。另外，当因分布式电源的输出骤减，发电量低于投标发电量时，电力系统的系统频率变低，存在因电力供应不足，发生供求不均衡的问题。
6.因此，需要能够稳定运行电力系统及虚拟发电厂的方案。
7.另外，近来研究出通过ess(energy storage system)或抽水蓄能发电厂储存能源，补充不足的电力量的方法。
8.但是，因ess的价格昂贵，经济性低。另外，ess因容量的限制，无法实现大容量的电力储存，因此，在补充电力系统不足的电力量方面存在限制。另外，ess因火灾或爆炸，还存在安全性低的问题。
9.另外，抽水蓄能发电厂虽然能实现大容量的电力储存，但因安装费用及运行费用高，经济性低，而且运行时间也小于两个小时，存在制约。另外，抽水蓄能发电厂存在对安装地点的限制多，建设周期长的问题，而且还存在破坏周边环境的问题。
10.记载于该背景技术部分的内容旨在帮助理解发明的背景，有可能包括非本领域技术人员公知的内容。


技术实现要素：

11.所要解决的课题
12.本发明的目的在于提供一种向虚拟发电厂连接虚拟发电厂输出调节装置，通过输出调节装置调节因分布式电源的输出变动导致的虚拟发电厂的输出变动及误差，以稳定的虚拟发电厂的输出的虚拟发电厂系统及虚拟发电厂运行方法。
13.课题解决方案
14.根据本发明一实施例的利用热变换装置的虚拟发电厂系统，包括：多个分布式电源，连接于虚拟发电厂；虚拟发电厂输出调节装置，连接于上述虚拟发电厂，包括获得在上述多个分布式电源生产的电力变换为热能的热变换装置；及虚拟发电厂管理装置，预测上述多个分布式电源的预估发电量执行投标，分析因上述多个分布式电源的输出变动导致的上述虚拟发电厂的输出变动及误差，基于上述分析结果控制上述虚拟发电厂输出调节装置的电力消耗量以稳定上述虚拟发电厂的输出变动。
15.上述虚拟发电厂管理装置可基于各分布式电源的特性及发电容量，分析各分布式电源的预估发电量，求上述多个分布式电源的预估发电量之和导出在虚拟发电厂发电的vpp预估发电量，基于导出的上述vpp预估发电量确定vpp投标发电量。
16.上述虚拟发电厂管理装置可实时监测在上述多个分布式电源生产的发电量导出在虚拟发电厂发电的vpp发电量，从上述vpp发电量减去在上述虚拟发电厂的负载消耗的电力使用量计算vpp预估输出量，通过比较上述vpp预估输出量和上述vpp投标发电量控制上述热变换装置的电力消耗量。
17.上述虚拟发电厂管理装置可在上述vpp预估输出量大于上述vpp投标发电量时，增加相当于上述vpp预估输出量和上述vpp投标发电量的差异的上述热变换装置的电力消耗量。
18.上述虚拟发电厂管理装置可在上述vpp预估输出量小于上述vpp投标发电量时，中断上述热变换装置的热生产。
19.上述虚拟发电厂管理装置可实时检测电力系统的系统频率，利用检测到的上述系统频率确定上述热变换装置的电力消耗量。
20.上述虚拟发电厂管理装置可实时检测上述虚拟发电厂的区域频率，利用检测到的上述区域频率确定上述热变换装置的电力消耗量。
21.上述虚拟发电厂管理装置可实时监测个别分布式电源的发电量，基于上述个别分布式电源的发电量实时调节上述热变换装置的电力消耗量。
22.上述虚拟发电厂管理装置可通过预测个别分布式电源在投标期间能够发电的发电量确定上述个别分布式电源的个别投标发电量，通过比较上述个别投标发电量和上述个别分布式电源的实际发电量调节上述热变换装置的电力消耗量。
23.上述虚拟发电厂管理装置可在上述投标期间上述个别分布式电源的实际发电量超过上述个别投标发电量时，以与上述实际发电量和上述个别投标发电量的差异成比例地增加上述热变换装置的电力消耗量。
24.上述虚拟发电厂管理装置可将投标期间分割为多个区间，按各区间导出个别分布式电源的实际发电量的区间平均值，通过按上述多个区间将各区间的区间平均值与上述个别投标发电量进行比较，控制上述热变换装置的电力消耗量。
25.上述分布式电源可包括风力发电机、太阳能大电机、地热发电机、燃料电池、生物能源、海洋能源或不能调节输出的可变电源中的至少一种。
26.上述虚拟发电厂管理装置可预测部署于上述虚拟发电厂内的负载的电力需求量，基于上述电力需求量分析上述虚拟发电厂的输出变动及误差。
27.上述热变换装置可将生产的热能储存于大容量的蓄热槽并提供至部署于虚拟发电厂内的热负载。
28.上述虚拟发电厂管理装置可为应对连接于虚拟发电厂的可变电源的输出变动并为应对分布式电源能够追加发电的响应量或上述可变电源的输出变动，分析上述分布式电源能够追加发电的响应速度；在因上述可变电源的输出减少，从而导致虚拟发电厂内的电力供应小于部署于虚拟发电厂内的负载的电力需求量，或上述分布式电源的响应量或响应速度无法满足部署于上述虚拟发电厂内的负载的电力需求量时，调节上述虚拟发电厂输出调节装置的电力消耗量。
29.根据本发明一实施例的利用热变换装置的虚拟发电厂运行方法，包括：基于上述分布式电源的发电量，分析上述虚拟发电厂的输出变动及误差的步骤；基于上述分析结果调节连接于上述虚拟发电厂的热变换装置的热生产量，以稳定上述虚拟发电厂的输出的步骤。
30.上述稳定虚拟发电厂的输出的步骤，可基于上述虚拟发电厂的vpp投标发电量、个别分布式电源的发电量、电力系统的系统信息或在虚拟发电厂的外部接收到的控制信号中的至少一种，调节上述热变换装置的热生产量。
31.上述稳定虚拟发电厂的输出的步骤，可包括：实时检测电力系统的系统频率的步骤；及基于上述系统频率，实时调节上述热变换装置的热生产量的步骤。
32.上述稳定虚拟发电厂的输出的步骤，可包括：实时检测上述虚拟发电厂的区域频率的步骤；及基于上述区域频率，实时调节上述热变换装置的热生产量的步骤。
33.还可包括实时分析个别分布式电源的发电量的步骤；及基于上述个别分布式电源的发电量，实时调节上述热变换装置的热生产量的步骤。
34.还可包括通过预测在投标期间能够发电的分布式电源的发电量，确定上述个别分布式电源的个别投标发电量的步骤；监测在上述个别分布式电源生产的发电量的步骤；及通过比较上述个别分布式电源的发电量和上述个别投标发电量调节上述热变换装置的热生产量，以在上述投标期间使上述个别分布式电源的输出值维持上述个别投标发电量的步骤。
35.上述调节热变换装置的热生产量的步骤，可在上述投标期间上述个别分布式电源的发电量超过上述个别投标发电量时，与上述发电量和上述个别投标发电量的差异成比例地增加上述热变换装置的热生产量。
36.上述调节热变换装置的热生产量的步骤，可包括：将上述投标期间分割为多个区间的步骤；及按上述多个区间导出个别分布式电源的实际发电量的区间平均值的步骤。
37.上述调节热变换装置的热生产量的步骤，还可包括通过按上述多个区间将各区间的区间平均值与上述个别投标发电量进行比较，控制上述热变换装置的热生产量的步骤。
38.还可包括预测连接于上述虚拟发电厂的负载的需求反应的步骤；及基于上述负载的需求反应，分析上述虚拟发电厂的输出变动及误差的步骤。
39.还可包括为应对连接于上述虚拟发电厂的可变电源的输出变动并为应对分布式电源能够追加发电的响应量或上述可变电源的输出变动，分析上述分布式电源能够追加发
电的响应速度的步骤；在上述分布式电源的响应量或响应速度无法满足部署于上述虚拟发电厂内的负载的电力需求量时，调节上述热变换装置的热生产量的步骤。
40.根据本发明一实施例的利用热变换装置的虚拟发电厂运行方法，包括：监测在连接于虚拟发电厂的多个分布式电源生产的发电量导出vpp发电量的步骤；通过从上述vpp发电量减去在上述虚拟发电厂的负载消耗的电力使用量，计算vpp预估输出量的步骤；及通过比较上述vpp预估输出量和上述vpp投标发电量，控制上述热变换装置的热生产量的步骤。
41.发明效果
42.根据本发明，向虚拟发电厂连接虚拟发电厂输出调节装置，通过虚拟发电厂输出调节装置调节因分布式电源的输出变动导致的虚拟发电厂的输出变动及误差，从而提供能够稳定虚拟发电厂的输出的环境。
43.另外，本发明由虚拟发电厂输出调节装置利用因分布式电源的输出变动生产过剩的剩余电力生产热能，从而可最小化因新再生能源等难以控制输出的分布式电源的输出变动导致的虚拟发电厂的输出变动，稳定维持虚拟发电厂的输出。
44.另外，本发明大容量储存在虚拟发电厂输出调节装置生产的热能并提供至热负载，从而不仅稳定虚拟发电厂的输出，而且提供能够防止能源浪费的环境。
45.另外，本发明作为分布式电源向虚拟发电厂连接新再生热电联产发电厂，应对分布式电源的输出变动调节上述新再生热电联产发电厂的发电量，利用在上述新再生热电联产发电厂发电的电力补充虚拟发电厂的不足的输出，从而最小化因新再生能源等难以控制输出的分布式电源导致的虚拟发电厂的输出不足及由此导致的虚拟发电厂的输出变动，以提供能够稳定维持虚拟发电厂的输出的环境。
46.另外，本发明分析各个别分布式电源的预估发电量，求分布式电源的预估发电量之和导出vpp预估发电量，基于上述vpp预估发电量导出vpp投标发电量，从而提供可有效确定最佳投标发电量的环境。
47.另外，本发明通过监测在多个分布式电源生产的发电量导出在虚拟发电厂内实时发电的vpp发电量，通过比较上述vpp发电量和vpp投标发电量调节热变换装置的电力消耗量或新再生热电联产发电厂的发电量，从而提供能够稳定维持虚拟发电厂的输出的环境。
48.另外，本发明实时检测电力系统的系统频率或虚拟发电厂的区域频率，基于检测到的频率控制热变换装置的电力消耗量或新再生热电联产发电厂的发电量，从而提供可防止因作为可变电源的分布式电源的输出变动导致的电力系统的系统频率的剧变及虚拟发电厂的区域频率的剧变的环境。
49.另外，本发明实时监测个别分布式电源的发电量，通过比较上述个别分布式电源的发电量和个别分布式电源的个别投标发电量控制热变换装置的电力消耗量或新再生热电联产发电厂的发电量，从而固定维持个别分布式电源的输出，由此因个别分布式电源的输出变得平滑，从而可提供与提供至虚拟发电厂相同的效果。
50.另外，本发明通过预测投标期间个别分布式电源的发电量确定上述个别分布式电源的个别投标发电量，实时比较上述个别投标发电量和上述个别分布式电源的发电量，并基于此控制热变换装置的电力消耗量或实时控制新再生热电联产发电厂的发电量，从而提供可在投标期间将个别分布式电源的输出量匹配于上述个别投标发电量的环境。
51.另外，本发明基于与电力交易所的vpp投标发电量、个别分布式电源的发电量、电
力系统的系统信息或在电力交易所接收到的控制信号中的至少一种，控制虚拟发电厂输出调节装置的运行，从而稳定维持虚拟发电厂的输出，并由此提供能够稳定维持电力系统的环境。
附图说明
52.图1为根据本发明一实施例的利用虚拟发电厂输出调节装置的虚拟发电厂系统的概略示意图；
53.图2为根据本发明一实施例的虚拟发电厂管理装置的概略结构框图；
54.图3为根据本发明一实施例的虚拟发电厂输出调节系统的概略结构框图；
55.图4为概略表示预测连接于根据本发明一实施例的虚拟发电厂的分布式电源的发电量进行投标，通过控制虚拟发电厂输出调节装置稳定虚拟发电厂的输出的过程的流程图；
56.图5为表示电力系统中普通的每日电力需求曲线的曲线图；
57.图6为表示可变电源的输出增加导致的纯负荷量的变化的曲线图；
58.图7为概略表示根据本发明一实施例，基于个别分布式电源的预估发电量导出vpp预估发电量，利用导出的vpp预估发电量确定vpp投标发电量的过程的流程图；
59.图8为表示根据本发明一实施例的个别分布式电源的预估发电量及平均发电量的曲线图；
60.图9为根据本发明一实施例表示虚拟发电厂的vpp预估发电量和vpp投标发电量的曲线图；
61.图10为概略表示根据本发明一实施例，通过比较vpp预估输出量和vpp投标发电量，控制虚拟发电厂输出调节装置的过程的流程图；
62.图11为表示根据本发明一实施例，通过比较vpp预估输出量和vpp投标发电量，控制虚拟发电厂输出调节装置的事例的曲线图；
63.图12为概略表示根据本发明一实施例，通过监测电力系统的系统频率或虚拟发电厂的区域频率，控制虚拟发电厂输出调节装置的过程的流程图；
64.图13为概略表示根据本发明一实施例，预测个别分布式电源的发电量进行投标，通过监测个别分布式电源的实际发电量，控制虚拟发电厂输出调节装置的过程的流程图；
65.图14为表示根据本发明一实施例，将投标期间分割为多个区间并监测个别分布式电源的发电量，通过按各区间监测个别分布式电源的实际发电量，控制虚拟发电厂输出调节装置的示例的曲线图。
具体实施方式
66.下面，结合附图对本发明的较佳实施例进行详细说明。
67.在这之前，记载于本说明书的实施例及表示于附图中的结构只是本发明的较佳实施例，而非完全变现本发明的技术思想，因此，在申请本发明时，可存在可替代的各种均等物和变形例。
68.下面，结合附图对本发明的各种实施例进行详细说明，以帮助本领域技术人员更好地理解本发明。本发明可通过各种不同的形式实现而不受在此说明的实施例的限制。为
了更明确地说明本发明，省略与说明无关的内容，而且，在整个说明书中的相同或类似的结构赋予相同的标记。
69.为了说明的便利，图中所示的各结构的大小及厚度任意表示，因此，本发明不受附图的限制，而为了更明确地表明各部分及区域，附图中放大表示厚度。
70.在说明书中，说某个部分“包括”某个构件时，除非有预期相反的记载，不是排出其他构件，而是还可包括其他构件。另外，说明书所记载的
“…
部”、
“…
器”、
“…
模块”等术语表示处理至少一种功能或动作的单位，这可通过硬件或软件或硬件及软件的结合实现。
71.除非有特别的说明，包括技术或科学术语在内的在此使用的所有术语的意思与本实施例所属技术领域的技术人员通常所理解的意思一样。一般使用的与词典中定义的术语相同的术语具有与相关技术的语境中的意思相同的含义，除非有明确的定义，在本技术中不具有理想的或过度的含义。
72.另外，在详细说明实施例的过程中，若认为对相关已公开技术的具体说明有碍于对实施例的理解，则将省略其详细说明。
73.下面，结合图1至图14对根据本发明一实施例的利用虚拟发电厂输出调节装置的虚拟发电厂系统及虚拟发电厂运行方法进行详细说明。
74.图1为根据本发明一实施例的利用虚拟发电厂输出调节装置的虚拟发电厂系统的概略示意图。此时，为根据本发明实施例的说明，电力系统10及虚拟发电厂系统只图示必要的概略结构，而不受这些结构的限制。
75.如图1所示，根据本发明一实施例的虚拟发电厂(virtual power plant，下称“vpp”)系统与电力系统10的电力交易所(korea power exchange，kpx)20连接。
76.另外，上述虚拟发电厂系统包括连接于虚拟发电厂(vpp)100的各种种类的分布式电源(distributed energy resource，der)110，可将在分布式电源110生产的电力供应至电力系统10。
77.另外，上述电力交易所20运营电力市场，以将在电力系统10的多个发电厂12-1至12-n生产的电力，经输电用变电所14及配电用变电所16供应至电力使用者。
78.另外，上述分布式电源110可包括风力发电机、太阳能大电机、地热发电机、燃料电池、生物能源、海洋能源或不能调节输出的可变电源中的至少一种。
79.另外，上述虚拟发电厂系统可与电力交易所20进行投标，将在多个分布式电源110-1至110-m生产的电力中的一部分供应至电力系统10。
80.另外，虚拟发电厂系统可通过虚拟发电厂管理装置200与电力交易所20进行投标。上述虚拟发电厂管理装置200可确定在虚拟发电厂100供应至电力系统10的vpp投标发电量。在此，上述vpp投标发电量包括在投标期间，在虚拟发电厂100向电力系统10供应的电力供应量或电力输出量。
81.另外，虚拟发电厂系统可按上述vpp投标发电量，将在连接于上述虚拟发电厂100的多个分布式电源110-1至110-m生产的电力中的一部分供应至电力系统10。
82.例如，上述虚拟发电厂管理装置200可预测多个分布式电源110-1至110-m的发电量进行投标。另外，上述虚拟发电厂管理装置200可从多个分布式电源110-1至110-m的上述预估发电量减去在上述虚拟发电厂100内的负载120消耗的电力消耗量，确定上述vpp投标发电量。
83.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可分析上述多个分布式电源110-1至110-m的输出变动导致的虚拟发电厂100的输出变动及误差。另外，上述虚拟发电厂管理装置200也可预测部署于上述虚拟发电厂100内的负载的电力需求量，基于上述电力需求量分析上述虚拟发电厂100的输出变动及误差。
84.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可基于上述虚拟发电厂100的输出变动及误差的分析结果控制虚拟发电厂输出调节系统300的运行，以稳定上述虚拟发电厂100的输出变动。
85.上述虚拟发电厂输出调节系统300可部署于上述虚拟发电厂100内。另外，上述虚拟发电厂输出调节系统300可通过虚拟发电厂输出调节装置310消耗在连接于虚拟发电厂100多个分布式电源110-1至110-m生产的电力以变换为热。另外，上述虚拟发电厂输出调节系统300也可通过虚拟发电厂输出调节装置310生产电力供应至虚拟发电厂100。
86.例如，上述虚拟发电厂输出调节装置310可包括获得在上述多个分布式电源110-1至110-m生产的电力中的一部分变换为热能的热变换装置，及利用新再生能源生产电力的新再生热电联产发电厂等。
87.与现有的ess(energy storage system)或抽水蓄能发电厂不同，这些虚拟发电厂输出调节装置310的热变换装置及新再生热电联产发电厂具有费用低廉，响应高的优点。另外，上述虚拟发电厂输出调节装置310还具有便于安装在分布式电源110或虚拟发电厂100周边，安装地区限制低的优点。
88.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可为应对连接于虚拟发电厂100的可变电源的输出变动，分析分布式电源能够追加发电的响应量信息。
89.在此，响应量信息可为应对连接于虚拟发电厂100的可变电源(例如，新再生能源)的输出变动，包括连接于虚拟发电厂100的分布式电源能够追加发电的响应量值或应对上述可变电源的输出变动分布式电源能够追加发电的响应速度。
90.另外，上述响应量可为应对连接于虚拟发电厂100的可变电源(例如，新再生能源)的输出变动，包括连接于虚拟发电厂100的分布式电源能够发电的发电量。另外，上述响应速度可为应对连接于虚拟发电厂100的可变电源的输出变动，包括连接于虚拟发电厂100的分布式电源能够发电的发电速度。此时，这些响应量及响应速度可包括分布式电源的升降速率(ramp rate)特性信息。
91.另外，上述虚拟发电厂管理管理装置200在因上述可变电源的输出减少，从而导致虚拟发电厂100内的电力供应小于部署于虚拟发电厂100内的负载的电力需求量，或上述分布式电源的响应量或响应速度无法满足部署于上述虚拟发电厂内的负载的电力需求量时，可调节上述虚拟发电厂输出调节装置310的电力消耗量或发电量。
92.例如，在因上述可变电源的输出减少，从而导致虚拟发电厂100内的电力供应小于部署于虚拟发电厂100内的负载的电力需求量，或上述分布式电源的响应量或响应速度无法满足部署于上述虚拟发电厂内的负载的电力需求量时，本发明可控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的热变换装置减少电力消耗量，或上述虚拟发电厂输出调节装置310的新再生热电联产发电厂增加发电量。
93.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可为应对连接于虚拟发电厂100的可变电源的输出变动，可分析上述虚拟发电厂输出调节装置310能够追加发电的响应量信息。
94.另外，虚拟发电厂管理装置200在因连接于上述虚拟发电厂100的可变电源的输出减少，从而导致上述虚拟发电厂100内的电力供应小于部署于虚拟发电厂100内的负载的电力需求量时，还可基于上述虚拟发电厂输出调节装置310的新再生热电联产发电厂的响应量信息，控制热变换装置的热生产量或控制新再生热电联产发电厂的发电量。
95.图2为根据本发明一实施例的虚拟发电厂管理装置的概略结构框图。此时，为根据本发明实施例的说明，虚拟发电厂管理装置200只图示必要的概略结构，而不受这些结构的限制。
96.如图2所示，根据本发明一实施例的虚拟发电厂管理装置200预测连接于虚拟发电厂100的多个分布式电源110-1至110-m的预估发电量，与电力交易所20进行投标。
97.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可分析上述多个分布式电源110-1至110-m的输出变动导致的虚拟发电厂100的输出变动及误差。另外，上述虚拟发电厂管理装置200可基于上述分析结果控制vpp输出调节系统300，以稳定虚拟发电厂100的输出变动。
98.根据本发明一实施例的虚拟发电厂管理装置200包括vpp控制模块210、收发模块220、投标模块230、监测模块240、分析模块250及vpp输出调节模块260。
99.上述vpp控制模块210可控制上述各部分的运行，以分析因上述多个分布式电源110-1至110-m的输出变动及负载120的需求变动导致的虚拟发电厂100的输出变动及误差，基于上述分析结果控制上述vpp输出调节系统300，以稳定虚拟发电厂的输出变动。
100.上述收发模块220可将虚拟发电厂信息发送至电力交易所20，可从上述电力交易所20接收电力系统信息及电力系统分析信息。
101.例如，上述虚拟发电厂信息包括多个分布式电源110-1至110-m的发电量信息、负载120的电力消耗量信息等。另外，上述收到模块220可将在虚拟发电厂100差得的计量数据发送至电力交易所20。
102.另外，上述收发模块220可从上述电力交易所20接收电力系统信息及电力系统分析信息。在此，电力系统信息及电力系统分析信息包括连接于电力系统10的发电机12的升降速率(ramp rate)特性信息、电力系统10的系统频率信息、电力系统10的电力供求信息、因电力系统10的可变电源的春负载量信息、因上述可变电源的响应量信息、连接于电力系统10的新再生输出变动信息及电力系统10的预备力量信息等。
103.在此，升降速率特性信息每分钟发电机输出的变动，包括发电机的升功率速度、发电机的降功率速度或发电机的速度调解率。
104.另外，电力系统10的系统频率信息包括实时系统频率、系统频率预测值、频率变化率或频率敏感度等。频率变化率或频率敏感度包括随时间的变化的系统频率的变化率或变化程度。
105.另外，频率变化率可具备正直(+)或具备负值(-)。例如，在频率变化率为正直时，可包括系统频率激增的情况。另外，在频率变化率为负直时，可包括系统频率骤减的激增的情况。
106.另外，电力系统10的电力供求信息包括电力系统10的电力供求不均衡。在此，电力系统10的电力供求不均衡包括因连接于电力系统10的发电机的脱落、电力系统10的电力需求剧变或连接于电力系统10的可变电源16的输出变动剧变等，电力系统10的电力供应和电力需求之间的偏差超过电力供求设定值的情况。
107.另外，上述纯负载量信息包括从电力系统10的总负荷量减去连接于电力系统10的可变电源(例如，新再生能源)的输出量的值。
108.另外，响应量信息可为应对连接于电力系统10的可变电源(例如，新再生能源)的输出变动，可包括连接于电力系统的发电机能够追加发电的响应量值或应对上述可变电源的输出变动发电机能够追加发电的响应速度。
109.上述投标模块230通过预测上述多个分布式电源110-1至110-m的预估发电量，与电力交易所20进行投标。另外，上述投标模块230可基于各分布式电源的特性及发电容量分析各分布式电源的预估发电量。另外，上述投标模块230可通过求上述多个分布式电源110-1至110-m的预估发电量之和导出vpp预估发电量。
110.另外，上述投标模块230可基于上述vpp预估发电量与电力交易所20进行投标，确定vpp投标发电量。在此，上述vpp预估发电量包括连接于虚拟发电厂100的多个分布式电源110-1至110-m预计在投标期间发电的发电量。另外，上述vpp投标发电量包括在投标期间，在虚拟发电厂100向电力系统10供应的电力供应量或电力输出量。
111.另外，上述投标模块230可包括根据本发明一实施例的分布式电源发电量预测部232、vpp发电量计算部234及vpp投标发电量确定部236。
112.上述分布式电源发电量预测部232基于各分布式电源的特性及发电容量分析各分布式电源的预估发电量。另外，上述分布式电源发电量预测部232可基于各分布式电源的预估发电量预测上述多个分布式电源110-1至110-m能够在特定时刻或投标期间发电的发电量。
113.上述vpp发电量计算部234可通过求上述多个分布式电源110-1至110-m的预估发电量之和导出能够在上述虚拟发电厂100发电的vpp预估发电量。
114.另外，上述vpp投标发电量确定部236基于上述vpp预估发电量确定vpp投标发电量。另外，上述vpp投标发电量确定部236可从上述vpp预估发电量减去规定期间内虚拟发电厂100的负载120预计消耗的电力使用量确定上述vpp投标发电量。
115.上述监测模块240可实时监测连接于虚拟发电厂100的分布式电源110的发电量及部署于虚拟发电厂100内的负载120的电力使用量。
116.例如，上述监测模块240可实时监测上述多个分布式电源110-1至110-m的实际发电量。另外，上述监测模块240可实时监测个别分布式电源110的发电量、发电量的变化量及变化率等。
117.另外，上述监测模块240也可实时监测连接于上述虚拟发电厂100的负载120的电力使用量、电力使用量的变化量及变化率等。
118.另外，上述监测模块240可包括根据本发明一实施例的分布式电源监测部242及vpp监测部244。
119.上述分布式电源监测部242可实时监测连接于上述虚拟发电厂100的多个分布式电源110-1至110-m的实际发电量。另外，上述分布式电源监测部242可实时监测对个别分布式电源110的发电量、发电量的变化量及变化率等。
120.上述vpp监测部244可实时监测上述虚拟发电厂100的发电量及电力使用量。另外，上述vpp监测部244可实时监测上述虚拟发电厂100的多个分布式电源110-1至110-m的总发电量和虚拟发电厂100的负载120的总使用量。
121.例如，上述vpp监测部244可实时监测上述虚拟发电厂100的剩余电力量。在此，上述剩余电力量可包括从上述虚拟发电厂100的多个分布式电源110-1至110-m的总发电量减去虚拟发电厂100的负载120的总使用量的值。
122.另外，上述分析模块250可分析个别分布式电源110的输出变动。另外，上述分析模块250可基于虚拟发电厂100的虚拟发电厂信息，分析上述多个分布式电源110-1至110-m的输出变动导致的虚拟发电厂100的输出变动及误差。
123.另外，上述分析模块250可基于在上述收发模块220接收到的电力系统信息，分析电力系统10的系统频率、电力供求不均衡、纯负载量信息、响应量信息及新再生能源的输出信息的变化等。
124.另外，上述分析模块250可包括根据本发明一实施例的分布式电源分析部252及vpp分析部254。
125.上述分布式电源分析部252基于在上述监测模块240监测到的多个分布式电源110-1至110-m的实际发电量，分析个别分布式电源110的输出变动及多个分布式电源110-1至110-m的输出变动。
126.另外，上述vpp分析部254可分析上述多个分布式电源110-1至110-m的输出变动及负载120的需求变动导致的虚拟发电厂100的输出变动及误差。
127.另外，上述vpp分析部254可基于在上述监测模块240监测到的虚拟发电厂100的剩余电力量，分析上述多个分布式电源110-1至110-m的输出变动导致的虚拟发电厂100的输出变动及误差。
128.另外，上述vpp分析部254也可预测部署于虚拟发电厂100内的负载120的需求反应及电力需求量，基于上述电力需求量分析上述虚拟发电厂100的输出变动及误差。
129.上述vpp输出调节模块260可基于上述分析模块250的分析结果控制虚拟发电厂输出调节系统300的运行。具体而言，上述vpp输出调节模块260可控制虚拟发电厂输出调节装置310的电力消耗量及发电量。由此，上述vpp输出调节模块260可调节在上述虚拟发电厂100箱电力系统10提供的输出量，稳定上述虚拟发电厂100的输出变动。
130.在此，上述vpp输出调节模块260可利用上述vpp投标发电量、虚拟发电厂100的区域频率、个别分布式电源110的发电量、个别分布式电源110的个别投标发电量及电力系统信息(例如，系统频率、电力供求信息、预备力量、纯负载量、响应量、新再生输出变动等)及在虚拟发电厂的外部(例如，电力交易所)接收到的控制信号中的至少一种，控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的电力消耗量及发电量。
131.当然，上述vpp输出调节模块260也可综合考虑上述vpp投标发电量、虚拟发电厂100的区域频率、个别分布式电源110的发电量、个别分布式电源110的个别投标发电量、电力系统信息(例如，系统频率、电力供求信息、预备力量、纯负载量、响应量、新再生输出变动等)及在虚拟发电厂的外部(例如，电力交易所)接收到的控制信号等，控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的电力消耗量及发电量。
132.另外，上述vpp输出调节模块260可包括根据本发明一实施例的电力消耗量控制部262及发电量控制部264。
133.上述电力消耗量控制部262可基于上述vpp投标发电量、虚拟发电厂100的区域频率、个别分布式电源110的发电量、个别分布式电源110的个别投标发电量、电力系统信息及
在虚拟发电厂的外部接收到的控制信号等，控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的电力消耗量或热生产量。
134.另外，上述发电量控制部254可基于上述vpp投标发电量、虚拟发电厂100的区域频率、个别分布式电源110的发电量、个别分布式电源110的个别投标发电量、电力系统信息及在虚拟发电厂的外部接收到的控制信号等，控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的发电量。
135.图3为根据本发明一实施例的虚拟发电厂输出调节系统的概略结构框图。此时，为根据本发明实施例的说明，虚拟发电厂输出调节系统300只图示必要的概略结构，而不受这些结构的限制。
136.如图3所示，根据本发明一实施例的虚拟发电厂输出调节系统300可包括虚拟发电厂输出调节装置310、热储存装置340及热供应装置350。
137.另外，上述虚拟发电厂输出调节装置310可包括根据本发明一实施例的热变换装置320及新再生热电联产发电厂220。
138.上述热变换装置320获得在上述多几个分布式电源生产的电力并将其变换为热能。另外，上述热变换装置320可将变换的上述热能供应至热储存装置340或热供应装置350。
139.在此，上述热变换装置320可包括锅炉或电热器等。另外，上述热储存装置340可包括储存上述热能的蓄热槽等。另外，上述热供应装置350可包括向热负载上述热能的热泵等，但本发明的结构不限于此。
140.另外，上述热变换装置320可将生产的热能储存于大容量的蓄热槽并提供至部署于电力系统10或虚拟发电厂100内的热负载。
141.如上所述，本发明大容量储存在虚拟发电厂输出调节装置310生产的热能并提供至热负载，从而不仅稳定虚拟发电厂的输出，而且提供能够防止能源浪费的环境。
142.上述新再生热电联产发电厂330连接于上述虚拟发电厂100并可利用新再生能源生产电力。另外，上述新再生热电联产发电厂330可将生产的电力供应至上述虚拟发电厂100或上述电力系统10。另外，上述新再生热电联产发电厂330可利用木片、燃料电池或副产气体中的至少一种生产电力。
143.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可通过控制上述热变换装置320的电力消耗量及热生产量或调节上述新再生热电联产发电厂330的发电量，稳定分布式电源110的输出变动导致的虚拟发电厂的输出变动。
144.例如，上述虚拟发电厂管理装置200可通过将vpp预估输出量与vpp投标发电量进行比较，控制上述热变换装置320的电力消耗量。在此，上述vpp预估发电量包括在投标期间，预计在上述虚拟发电厂100向上述电力系统10供应的电力量。
145.另外，上述虚拟发电厂管理装置200实时监测在上述多个分布式电源生产的发电量，导出在虚拟发电厂100实时发电的vpp发电量。另外，上述vpp预估输出量可从上述vpp发电量减去在上述虚拟发电厂100的负载120消耗的电力使用量进行计算。
146.此时，上述虚拟发电厂管理装置200可在上述vpp预估输出量大于上述vpp投标发电量时，增加相当于上述vpp预估输出量和上述vpp投标发电量的差异的上述热变换装置320的电力消耗量。
147.与此相反，在上述vpp预估输出量小于上述vpp投标发电量时，上述虚拟发电厂管理装置200也可中断上述热变换装置320的热生产。
148.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可通过比较上述vpp预估输出量和上述vpp投标发电量，控制上述新再生热电联产发电厂330的发电量。
149.此时，在上述vpp预估输出量小于上述vpp投标发电量时，上述虚拟发电厂管理装置200可增加相当于上述vpp预估输出量和上述vpp投标发电量的差异的上述热电联产发电厂330的发电量。
150.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可实时检测电力系统的系统频率，利用检测到的上述系统频率确定上述热变换装置320的电力消耗量。
151.当然，上述虚拟发电厂管理装置200也可实时检测电力系统的系统频率，利用检测到的上述系统频率控制上述热电联产发电厂330的发电量。
152.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可实时检测上述虚拟发电厂100的区域频率，利用检测到的上述区域频率确定上述热变换装置320的电力消耗量。
153.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可实时检测上述虚拟发电厂100的区域频率，利用检测到的上述区域频率控制上述热电联产发电厂330的发电量。
154.上述虚拟发电厂管理装置200可实时监测个别分布式电源110的发电量，基于上述个别分布式电源110的发电量实时调节上述热变换装置320的热生产量。
155.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可实时分析个别分布式电源110的发电量，基于上述个别分布式电源110的实际发电量实时调节上述热电联产发电厂330的发电量。
156.上述虚拟发电厂管理装置200通过预测在投标期间能够发电的个别分布式电源110的发电量，确定上述个别分布式电源110的个别投标发电量。另外，上述虚拟发电厂管理装置200可比较上述个别投标发电量和上述个别分布式电源的实际发电量，基于上述个别分布式电源110的个别投标发电量和上述实际发电量的差异，调节上述热变换装置320的电力消耗量或热生产量。
157.例如，上述虚拟发电厂管理装置200可在上述投标期间上述个别分布式电源110的实际发电量超过上述个别投标发电量时，以与上述实际发电量和上述个别投标发电量的差异成比例地增加上述热变换装置的电力消耗量或热生产量。
158.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可将投标期间分割为多个区间，按各区间导出个别分布式电源110的实际发电量的区间平均值，通过按上述区间将各区间的区间平均值与上述个别投标发电量进行比较，控制上述热变换装置320的热生产量。
159.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可通过预测在投标间隔之内能够发电的个别分布式电源110的平均发电量，基于预测到的上述平均发电量确定上述个别分布式电源110的个别投标发电量。另外，上述虚拟发电厂管理装置200可基于上述个别分布式电源110的实际发电量实时调节上述热电联产发电厂330的发电量，以在上述投标期间将因上述个别分布式电源110的输出值维持为上述个别投标发电量。
160.例如，上述虚拟发电厂管理装置200在上述投标期间因上述个别分布式电源的实际发电量小于上述个别投标发电量时，可增加上述新再生热电联产发电厂330的发电量。
161.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可将投标期间分割为多个区间，按各区间导出个别分布式电源110的实际发电量的区间平均值，通过按上述区间将各区间的区间平均值
与上述个别投标发电量进行比较，控制上述新再生热电联产发电厂330的发电量。
162.图4为概略表示预测连接于根据本发明一实施例的虚拟发电厂的分布式电源的发电量进行投标，通过控制虚拟发电厂输出调节装置稳定虚拟发电厂的输出的过程的流程图。此时，如下的流程图结合图1至图3的结构，使用相同的附图标记进行说明。
163.如图4所示，根据本发明一实施例的虚拟发电厂管理装置200预测连接于虚拟发电厂100的多个分布式电源110-1至110-m的预估发电量(s102)。在此，上述虚拟发电厂管理装置200可基于各分布式电源的特性及发电容量预测各分布式电源的预估发电量。
164.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可与电力交易所20进行投标，确定在虚拟发电厂100供应至电力系统10的vpp投标发电量(s104)。
165.在此，上述虚拟发电厂管理装置200可通过求上述多个分布式电源110-1至110-m的上述预估发电量之和导出vpp预估发电量，基于上述vpp预估发电量与电力交易所20进行投标以确定上述vpp投标发电量。
166.例如，上述vpp预估发电量可包括连接于虚拟发电厂100的多个分布式电源110-1至110-m预计在特定时刻或投标期间发电的vpp最少发电量和vpp最大发电量。另外，上述vpp投标发电量可确定为上述vpp最少发电量和vpp最大发电量之间的值。
167.另外，上述虚拟发电厂管理装置200分析上述多个分布式电源110-1至110-m的输出变动导致的上述虚拟发电厂100的输出变动及误差(s106)。
168.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可基于上述分析结果控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的电力消耗量及电力生产量(s108)。
169.在此，上述虚拟发电厂管理装置200可基于与电力交易所20的上述vpp投标发电量、个别分布式电源110的发电量、电力系统10的系统信息(例如，频率、电力供求、预备力量、纯负载量、响应量、新再生输出变动等)或在虚拟发电厂100的外部(例如，电力交易所)接收到的控制信号中的至少一种，控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的运行。
170.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可通过控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的运行，调节上述虚拟发电厂100的输出变动及误差，以稳定上述虚拟发电厂100的输出变动(s110)。
171.例如，本发明可使用虚拟发电厂100的剩余电力，通过上述虚拟发电厂输出调节装置310生产热能，将生产的热能提供至热负载，与此同时，可稳定虚拟发电厂100的输出。
172.另外，本发明还可用在上述虚拟发电厂输出调节装置310生产的电力补充虚拟发电厂100的不足的输出以稳定虚拟发电厂100的输出。
173.图5为表示电力系统中普通的每日电力需求曲线的曲线图，而图6为表示可变电源的输出增加导致的纯负荷量的变化的曲线图。
174.如图5及图6所示，在连接于电力系统10的可变电源或连接于虚拟发电厂100的分布式电源的输出变动性增加时，纯负载量以鸭形曲线形状形成。尤其是，在连接于电力系统10或虚拟发电厂100的可变电源(例如，新再生能源)的比重增加时，因日出后电力负载骤减，日落后电力负载激增的现象，预计电力需求曲线将变化为与现有的电力需求曲线不同的形状。另外，在鸭形曲线现象加深时，预计出现电力需求预测误差增加，制约费用增加的问题。
175.例如，作为新再生能源的风力发电机，输出大受风速的影响，而太阳能发电机，其
输出受太阳能模块的日照量。另外，如风力及太阳能等新再生能源的白天的输出增加，因此，在电力系统10或虚拟发电厂100的总负载量减去新再生能源的输出量的电力系统10或虚拟发电厂100的纯负载量大大减少。
176.尤其是，在新再生能源的输出变动性大的季节的白天时间段，新再生能源连接于电力系统10或虚拟发电厂100时，发生引起电力系统10或虚拟发电厂100的电力供求的不均衡，电力系统10的系统频率或虚拟发电厂100的区域频率变得不稳定的问题。
177.因此，本发明将虚拟发电厂输出调节装置310连接于虚拟发电厂100，调节上述虚拟发电厂输出调节装置310的电力消耗量及发电量，以消耗虚拟发电厂100的剩余地啊你或补充虚拟发电厂100的不足的输出，从而提供能够消除分布式电源的输出变动导致的虚拟发电厂的输出变动及误差，稳定虚拟发电厂的输出的环境。
178.图7为概略表示根据本发明一实施例，基于个别分布式电源的预估发电量导出vpp预估发电量，利用导出的vpp预估发电量确定vpp投标发电量的过程的流程图。此时，如下的流程图结合图1至图3的结构，使用相同的附图标记进行说明。
179.如图7所示，根据本发明一实施例的虚拟发电厂管理装置200分析个别分布式电源110的特性(s202)。在此，个别分布式电源可包括风力发电机、太阳能大电机、地热发电机、燃料电池、生物能源、海洋能源或不能调节输出的可变电源中的至少一种。
180.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可基于个别分布式电源110的特性导出固定期间(例如，投标期间)内个别分布式电源110预计能够发电的预估发电量(s204)。
181.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可通过求上述多个分布式电源110-1至110-m的预估发电量之和导出vpp预估发电量(s206及s208)。在此，上述vpp预估发电量包括连接于虚拟发电厂100的多个分布式电源110-1至110-m预计在特定时刻或投标期间发电的发电量。
182.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可确定在上述投标期间内在虚拟发电厂100向电力系统10输出的vpp投标发电量(s210)。在此，上述vpp投标发电量包括在投标期间，在虚拟发电厂100向电力系统10供应的电力供应量或电力输出量。
183.图8为表示根据本发明一实施例的个别分布式电源的预估发电量及平均发电量的曲线图，而图9为根据本发明一实施例表示虚拟发电厂的vpp预估发电量和vpp投标发电量的曲线图。
184.如图8及图9所示，上述虚拟发电厂管理装置200可通过分析多个分布式电源110-1至110-m各自的特性，预测各分布式电源的预估发电量(p
der1_预估
至p
derm_预估
)及平均发电量(p
der1_平均
至p
derm_平均
)。
185.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可通过求多个分布式电源110-1至110-m的预估发电量(p
der1_预估
至p
derm_预估
)或平均发电量(p
der1_平均
至p
derm_平均
)之和导出虚拟发电厂100的发电量。
186.例如，上述虚拟发电厂管理装置200可通过求连接于上述虚拟发电厂100的多个分布式电源110-1至110-m在特定时刻或投标期间能够发电的预估发电量(p
der1_预估
至p
derm_预估
)导出vpp预估发电量(p
vpp_预估发电量
)。
187.在此，vpp预估发电量(p
vpp_预估发电量
)可包括作为虚拟发电厂100的最少发电量的vpp最少发电量(p
vpp_min
)和作为虚拟发电厂100的最大发电量的vpp最大发电量(p
vpp_max
)。
188.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可基于上述vpp预估发电量(p
vpp_预估发电量
)确定在投标期间内，在上述虚拟发电厂100向上述电力系统10输出的vpp投标发电量(p
vpp投标发电量
)。
189.此时，上述vpp投标发电量(p
vpp投标发电量
)可具有上述vpp最少发电量(p
vpp_min
)和vpp最大发电量(p
vpp_max
)之间的值。另外，上述vpp投标发电量(p
vpp投标发电量
)还可以是求多个分布式电源110-1至110-m的平均发电量(p
der1_平均
至p
derm_平均
)之和的值。
190.图10为概略表示根据本发明一实施例，通过比较vpp预估输出量和vpp投标发电量，控制虚拟发电厂输出调节装置的过程的流程图。此时，如下的流程图结合图1至图3的结构，使用相同的附图标记进行说明。
191.如图10所示，根据本发明一实施例的虚拟发电厂管理装置200可与电力交易所20进行投标，确定在虚拟发电厂100向电力系统10输出的vpp投标发电量(s302)。在此，上述vpp投标发电量可包括在投标期间，在虚拟发电厂100向电力系统10供应的电力供应量或电力输出量。
192.另外，上述虚拟发电厂管理装置200实时监测在连接于上述虚拟发电厂100的多个分布式电源110-1至110-m生产的发电量，导出在上述虚拟发电厂100发电的vpp发电量(s304)。在此，上述vpp发电量可包括在特定时刻或投标期间各在上述多个分布式电源110-1至110-m生产的发电量的总和。
193.另外，另外，上述虚拟发电厂管理装置200可从上述vpp发电量减去在虚拟发电厂100的负载120消耗的电力使用量进行计算vpp预估输出量(s306)。在此，上述vpp预估发电量可包括连接于上述虚拟发电厂100的多个分布式电源110-1至110-m预计在特定时刻或投标期间发电的发电量。
194.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可通过比较上述vpp发电量或vpp预估输出量和上述vpp投标发电量，控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的运行。
195.例如，上述虚拟发电厂管理装置200在因分布式电源110的发电量减少，上述vpp发电量大于上述vpp投标发电量时，控制增加新再生热电联产发电厂330的发电量或电力生产量(s308及s310)。
196.此时，在因连接于虚拟发电厂100的负载120的电力使用量激增，上述vpp预估输出量大于上述vpp投标发电量时，也可以控制增加上述新再生热电联产发电厂330的发电量。
197.另外，上述虚拟发电厂管理装置200也可以上述vpp发电量和上述vpp投标发电量的差值或上述vpp预估输出量和上述vpp投标发电量的差值成比例地控制上述新再生热电联产发电厂330的发电量的大小。
198.另外，在因分布式电源110的发电量增加或负载120的电力使用量骤减，上述vpp发电量或上述vpp预估输出量大于上述vpp投标发电量时，控制增加上述热变换装置320的电力消耗量(s312及s314)。此时，上述虚拟发电厂管理装置200也可以上述vpp发电量和上述vpp投标发电量的差值或上述vpp预估输出量和上述vpp投标发电量的差值成比例地控制上述热变换装置320的电力消耗量的大小。
199.图11为表示根据本发明一实施例，通过比较vpp预估输出量和vpp投标发电量，控制虚拟发电厂输出调节装置的事例的曲线图。
200.如图11所示，根据本发明一实施例的虚拟发电厂管理装置200可通过实时比较vpp
投标发电量(p
vpp投标发电量
)和vpp预估发电量(p
vpp预估发电量
)，实时控制热变换装置320的电力消耗量及新再生热电联产发电厂330的发电量。
201.例如，在上述vpp预估输出量(p
vpp预估输出量
)小于上述vpp投标发电量(p
vpp投标发电量
)的区间(t0～t1、t2～t3、t4～t5)，可增加上述新再生热电联产发电厂330的发电量。
202.另外，本发明可将在新再生热电联产发电厂330生产的电力供应至上述虚拟发电厂100或上述电力系统10，以补充上述虚拟发电厂100的不足的发电量及输出量。
203.另外，在上述vpp预估输出量(p
vpp预估输出量
)大于上述vpp投标发电量(p
vpp投标发电量
)的区间(t1～t2、t3～t4)，可通过调节上述热变换装置320的电力消耗，消耗虚拟发电厂100的剩余电力。
204.当然，虽然在上述vpp预估输出量(p
vpp预估输出量
)大于上述vpp投标发电量(p
vpp投标发电量
)的区间(t1～t2、t3～t4)，但在因负载120的电力使用量激增，上述vpp预估输出量小于上述vpp投标发电量时，可控制增加上述新再生热电联产发电厂330的发电量。
205.图12为概略表示根据本发明一实施例，通过监测电力系统的系统频率或虚拟发电厂的区域频率，控制虚拟发电厂输出调节装置的过程的流程图。此时，如下的流程图结合图1至图3的结构，使用相同的附图标记进行说明。
206.如图12所示，根据本发明一实施例的虚拟发电厂管理装置200实时检测电力系统10的系统频率或虚拟发电厂100的区域频率，监测频率变化(s402)。
207.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可通过比较上述系统频率或上述区域频率和设定值，控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的运行。
208.例如，连接于电力系统10的可变电源的输出剧变、发电机脱落或大规模负载激增，有可能导致电力系统10的系统频率发生剧变。此时，本发明可比较上述系统频率或上述区域频率和设定值，控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的运行。
209.另外，本发明可通过上述虚拟发电厂输出调节装置310的运行调节虚拟发电厂100的输出量，最终将电力系统10的系统频率维持在的规定范围之内。
210.另外，连接于虚拟发电厂100的分布式电源110的输出的剧变，有可能导致虚拟发电厂100的区域频率的剧变。此时，本发明也可比较上述系统频率或上述区域频率和设定值，以控制虚拟发电厂输出调节装置310的运行。另外，本发明可通过上述虚拟发电厂输出调节装置310的运行可稳定维持虚拟发电厂100的输出。
211.例如，虚拟发电厂管理装置200在上述系统频率或上述区域频率大于预设第一频率设定值时，控制增加热变换装置320的电力消耗量(s404及s406)。
212.另外，虚拟发电厂管理装置200在上述系统频率或上述区域频率小于预设第二频率设定值时，控制增加上述新再生热电联产发电厂330的发电量(s408及s410)。
213.当然，上述虚拟发电厂管理装置200也可直接比较上述系统频率和上述区域频率，基于上述比较结果控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的运行。
214.图13为概略表示根据本发明一实施例，通过监测个别分布式电源的发电量，控制虚拟发电厂输出调节装置的过程的流程图。此时，如下的流程图结合图1至图3的结构，使用相同的附图标记进行说明。
215.如图13所示，根据本发明一实施例的虚拟发电厂管理装置200预测个别分布式电源110的预估发电量(s502)。
216.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可分析个别分布式电源110的上述预估发电量，在个别分布式电源110在投标期间能够发电的总发电量中，确定在上述投标期间内供应至电力系统10的个别分布式电源110的个别投标发电量(s504)。
217.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可比较个别分布式电源110的上述预估发电量和个别分布式电源110的上述个别投标发电量，事先预测上述虚拟发电厂输出调节装置310的运行。另外，上述虚拟发电厂管理装置200可利用上述预估发电量和上述个别投标发电量的比较结果，预先分析上述虚拟发电厂输出调节装置310的电力消耗量及发电量(s506)。
218.例如，在上述预估发电量大于上述个别投标发电量时，可分析并预测上述热变换装置320需要使用的上述个别分布式电源110的剩余电力的电力消耗量的大小或量，以稳定虚拟发电厂100或固定维持个别分布式电源110的输出(s508)。
219.另外，在上述预估发电量小于上述个别投标发电量时，可分析并预测上述新再生热电联产发电厂330需要发电的发电量的大小或量，以稳定虚拟发电厂100或固定维持个别分布式电源110的输出(s510)。
220.另外，上述虚拟发电厂管理装置200可监测个别分布式电源110实际发电的实际发电量(s512)。另外，上述虚拟发电厂管理装置200可比较个别分布式电源110的实际发电量和个别分布式电源110的个别投标发电量，基于上述比较结果控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的运行。
221.例如，在个别分布式电源110的实际发电量大于上述个别投标发电量时，可控制增加上述热变换装置320的电力消耗量(s514及s516)。
222.另外，在个别分布式电源110的实际发电量小于上述个别投标发电量时，可控制增加上述新再生热电联产发电厂330的发电量(s518)。
223.即本发明实时监测个别分布式电源110的实际发电量，比较上述个别分布式电源110的实际发电量和上述个别分布式电源110的个别投标发电量，以控制上述热变换装置320的电力消耗量或上述新再生热电联产发电厂330的发电量，从而可固定维持个别分布式电源的输出。另外，由此因个别分布式电源的输出变得平滑，从而可提供与提供至虚拟发电厂100相同的效果。
224.另外，本发明在通过比较个别分布式电源110的上述预估发电量和上述个别投标发电量，事先预测分析上述虚拟发电厂输出调节装置310的运行之后，通过实时比较个别分布式电源110的实际发电量和上述个别投标发电量，实时控制热变换装置320及新再生热电联产发电厂220的运行，从而提供可更加有效应对分布式电源的输出变动的环境。
225.另外，本发明可将上述个别分布式电源110的投标期间分割为多个区间，按各区间导出上述个别分布式电源110的实际发电量的区间平均值。另外，本发明可通过比较上述各区间的区间平均值和上述个别投标发电量，控制上述热变换装置320及上述新再生热电联产发电厂220的运行。
226.当然，本发明也可将上述虚拟发电厂100的投标期间分割为多个区间，按各区间导出上述虚拟发电厂100的实际发电量的区间平均值。另外，本发明也可通过比较上述各区间的区间平均值和上述vpp投标发电量，控制上述热变换装置320及上述新再生热电联产发电厂220的运行。
227.图14为表示根据本发明一实施例，将投标期间分割为多个区间并监测个别分布式
电源的发电量，通过按各区间监测个别分布式电源的实际发电量，控制虚拟发电厂输出调节装置的示例的曲线图。
228.如图14所示，根据本发明一实施例的虚拟发电厂管理装置200可将个别分布式电源110的投标期间(ta至te)分割为多个区间。在此，上述多个区间可包括第一区间(ta至tb)、第二区间(tb至tc)、第三区间(tc至td)及第四区间(td至te)。
229.另外，根据本发明一实施例的虚拟发电厂管理装置200可就比较个别分布式电源110的实际发电量(p
der_发电量
)和个别分布式电源110的个别投标发电量(p
der_个别投标发电量
)，基于上述比较结果实时控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的电力消耗量或发电量。
230.另外，根据本发明一实施例的虚拟发电厂管理装置200也可按区间导出个别分布式电源110的实际发电量(p
der_区间平均值
)，通过比较各区间的区间平均值(p
der_区间平均值
)和上述个别投标发电量(p
der_个别投标发电量
)，控制上述虚拟发电厂输出调节装置310的运行。
231.例如，因在上述第一区间(ta至tb)和上述第四区间(td至te)，上述个别投标发电量(p
der_个别投标发电量
)小于第一区间平均值(p
der_第一区间平均值
)及第四区间平均值(p
der_第四区间平均值
)，可增加上述热变换装置320的热生产量。此时，上述热变换装置320的热生产量可与上述个别投标发电量(p
der_个别投标发电量
)和第一区间平均值(p
der_第一区间平均值
)的差异成比例，或与上述个别投标发电量(p
der_个别投标发电量
)和第四区间平均值(p
der_第四区间平均值
)的差异成比例。
232.另外，因在上述第二区间(tb至tc)和第三区间(tc至td)，上述个别投标发电量(p
der_个别投标发电量
)大于第二区间平均值(p
der_第二区间平均值
)及第三区间平均值(p
der_第三区间平均值
)，可增加上述新再生热电联产发电厂330的发电量。
233.此时，上述新再生热电联产发电厂330的发电量可与上述个别投标发电量(p
der_个别投标发电量
)和第二区间平均值(p
der_第二区间平均值
)的差异成比例。另外，上述新再生热电联产发电厂330的发电量可与上述个别投标发电量(p
der_个别投标发电量
)和第三区间平均值(pder_
第三区间平均值
)的差异成比例。
234.如上所述，根据本发明一实施例的虚拟发电厂系统及虚拟发电厂运行费昂反，向虚拟发电厂连接虚拟发电厂输出调节装置，通过虚拟发电厂输出调节装置调节因分布式电源的输出变动导致的虚拟发电厂的输出变动及误差，从而提供能够稳定虚拟发电厂的输出的环境。
235.另外，本发明由虚拟发电厂输出调节装置利用因分布式电源的输出变动生产过剩的剩余电力生产热能，从而可最小化因新再生能源等难以控制输出的分布式电源的输出变动导致的虚拟发电厂的输出变动，稳定维持虚拟发电厂的输出。
236.另外，本发明大容量储存在虚拟发电厂输出调节装置生产的热能并提供至热负载，从而提供能够防止能源浪费的环境。
237.另外，本发明作为分布式电源向虚拟发电厂连接新再生热电联产发电厂，应对分布式电源的输出变动调节上述新再生热电联产发电厂的发电量，利用在上述新再生热电联产发电厂发电的电力补充虚拟发电厂的不足的输出，从而最小化因新再生能源等难以控制输出的分布式电源导致的虚拟发电厂的输出不足及由此导致的虚拟发电厂的输出变动，以提供能够稳定维持虚拟发电厂的输出的环境。
238.另外，本发明分析各个别分布式电源的预估发电量，求分布式电源的预估发电量之和导出vpp预估发电量，基于上述vpp预估发电量导出vpp投标发电量，从而提供可有效确
定最佳投标发电量的环境。
239.另外，本发明通过监测在多个分布式电源生产的发电量导出在虚拟发电厂内实时发电的vpp发电量，通过比较上述vpp发电量和vpp投标发电量调节热变换装置的电力消耗量或新再生热电联产发电厂的发电量，从而提供能够稳定维持虚拟发电厂的输出的环境。
240.另外，本发明实时检测电力系统的系统频率或虚拟发电厂的区域频率，基于检测到的频率控制热变换装置的电力消耗量或新再生热电联产发电厂的发电量，从而提供可防止因作为可变电源的分布式电源的输出变动导致的电力系统的系统频率的剧变及虚拟发电厂的区域频率的剧变的环境。
241.另外，本发明实时监测个别分布式电源的发电量，通过比较上述个别分布式电源的发电量和个别分布式电源的个别投标发电量控制热变换装置的电力消耗量或新再生热电联产发电厂的发电量，从而固定维持个别分布式电源的输出，由此因个别分布式电源的输出变得平滑，从而可提供与提供至虚拟发电厂相同的效果。
242.另外，本发明通过预测投标期间个别分布式电源的发电量确定上述个别分布式电源的个别投标发电量，实时比较上述个别投标发电量和上述个别分布式电源的发电量，并基于此控制热变换装置的电力消耗量或实时控制新再生热电联产发电厂的发电量，从而提供可在投标期间将个别分布式电源的输出量匹配于上述个别投标发电量的环境。
243.另外，本发明基于与电力交易所的vpp投标发电量、个别分布式电源的发电量、电力系统的系统信息或在电力交易所接收到的控制信号中的至少一种，控制虚拟发电厂输出调节装置的运行，从而稳定维持虚拟发电厂的输出，并由此提供能够稳定维持电力系统的环境。
244.如上说明的本发明实施例不只通过装置及方法实现，也可通过实现对应于本发明实施例的结构的功能的程序或记录程序的记录媒介实现。这些记录媒介不仅可在服务器中执行，还可在用户终端中执行。
245.上述实施例仅用以说明本发明而非限制，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明进行修改、变形或者等同替换，而不脱离本发明的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。