利用新再生熱電聯產發電廠的虛擬發電廠系統及利用該系統的虛擬發電廠運行方法與流程

1.本發明涉及利用新再生熱電聯產發電廠的虛擬發電廠系統及利用該系統的虛擬發電廠運行方法(virtual power plahnt system using renewable energy chp and virtual power plant operating method using the same)。


背景技術：

2.近來，因化石燃料的枯竭和能源短缺，新再生能源的比例不斷增加。另外，為應對全球氣候危機及確保工業競爭力，全世界范圍內新再生能源的比例在增加。另外，為了彌補現有的中央供電中心的電力供應方式，電力系統中積極引入分布式電源(distributed energy resource，der)。
3.分布式電源具備可在負載附近以中小規模興建，可短期籌建，可短時間內移動的優點。另外，開發出綜合管理系統即虛擬發電廠(virtual power plant，vpp)，以利用先進的信息通信技術及自動控制技術，作為單一發電系統運行分散在電力網內的各種類型的分布式電源。
4.但是，在利用新再生能源發電的分布式電源的情況下，因根據氣象及天氣等輸出發生劇變，從而難以控制輸出，而且因瞬間發生的輸出變動，有可能導致電力供求的不均衡。
5.例如，當因分布式電源的輸出激增，分布式電源的發電量超過投標發電量時，電力系統或虛擬發電廠的頻率變高，因電力供應過剩，有可能發生供求不均衡。另外，當因分布式電源的輸出驟減，發電量低于投標發電量時，電力系統的系統頻率變低，存在因電力供應不足，發生供求不均衡的問題。
6.因此，需要能夠穩定運行電力系統及虛擬發電廠的方案。
7.另外，近來研究出通過ess(energy storage system)或抽水蓄能發電廠儲存能源，補充不足的電力量的方法。
8.但是，因ess的價格昂貴，經濟性低。另外，ess因容量的限制，無法實現大容量的電力儲存，因此，在補充電力系統不足的電力量方面存在限制。另外，ess因火災或爆炸，還存在安全性低的問題。
9.另外，抽水蓄能發電廠雖然能實現大容量的電力儲存，但因安裝費用及運行費用高，經濟性低，而且運行時間也小于兩個小時，存在制約。另外，抽水蓄能發電廠存在對安裝地點的限制多，建設周期長的問題，而且還存在破壞周邊環境的問題。
10.記載于該背景技術部分的內容旨在幫助理解發明的背景，有可能包括非本領域技術人員公知的內容。


技術實現要素：

11.所要解決的課題
12.本發明的目的在于提供一種向虛擬發電廠連接虛擬發電廠輸出調節裝置，通過輸出調節裝置調節因分布式電源的輸出變動導致的虛擬發電廠的輸出變動及誤差，以穩定的虛擬發電廠的輸出的虛擬發電廠系統及虛擬發電廠運行方法。
13.課題解決方案
14.根據本發明一實施例的利用新再生熱電聯產發電廠的虛擬發電廠系統，包括：多個分布式電源，連接于虛擬發電廠；虛擬發電廠輸出調節裝置，包括連接于上述虛擬發電廠并利用新再生能源生產電力的新再生熱電聯產發電廠；及虛擬發電廠管理裝置，預測上述多個分布式電源的發電量執行投標，基于上述多個分布式電源的發電量分析上述虛擬發電廠的輸出變動及誤差，調節上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量以穩定上述虛擬發電廠的輸出變動。
15.上述虛擬發電廠管理裝置可求上述多個分布式電源的預估發電量之和導出在虛擬發電廠發電的vpp預估發電量，基于導出的上述vpp預估發電量確定vpp投標發電量。
16.上述虛擬發電廠管理裝置可通過實時監測在上述多個分布式電源生產的發電量，導出在虛擬發電廠發電的vpp發電量，通過比較上述vpp發電量和上述vpp投標發電量，預測上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量。
17.上述虛擬發電廠管理裝置可通過從上述vpp發電量減去在上述虛擬發電廠的負載消耗的電力使用量計算vpp預估輸出量，通過比較上述vpp預估發電量和上述vpp投標發電量，控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量。
18.上述虛擬發電廠管理裝置可在上述vpp預估輸出量小于上述vpp投標發電量時，增加相當于上述vpp預估輸出量和上述vpp投標發電量的差異的上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量。
19.上述虛擬發電廠管理裝置可實時檢測電力系統的系統頻率，利用檢測到的上述系統頻率控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量。
20.上述虛擬發電廠管理裝置可實時檢測上述虛擬發電廠的區域頻率，利用檢測到的上述區域頻率控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量。
21.上述虛擬發電廠管理裝置可實時分析個別分布式電源的發電量，基于上述個別分布式電源的實際發電量實時調節上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量。
22.上述虛擬發電廠管理裝置可通過預測個別分布式電源在投標期間能夠發電的發電量確定上述個別分布式電源的個別投標發電量；基于上述個別分布式電源的發電量實時調節上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量，以在上述投標期間內使因上述個別分布式電源的輸出值維持上述個別投標發電量。
23.上述虛擬發電廠管理裝置可在上述投標期間內，上述個別分布式電源的實際發電量小于上述個別投標發電量時，增加上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量。
24.上述虛擬發電廠管理裝置可將投標期間分割為多個區間，按各區間導出個別分布式電源的實際發電量的區間平均值，通過按上述多個區間將各區間的區間平均值與上述個別投標發電量進行比較，控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量。
25.上述新再生熱電聯產發電廠可利用木片、燃料電池或副產氣體中的至少一種生產電力。
26.上述虛擬發電廠管理裝置可預測部署于上述虛擬發電廠內的負載的電力需求量，
基于上述電力需求量分析上述虛擬發電廠的輸出變動及誤差。
27.上述虛擬發電廠管理裝置可為應對連接于虛擬發電廠的可變電源的輸出變動并為應對分布式電源能夠追加發電的響應量或上述可變電源的輸出變動，分析上述分布式電源能夠追加發電的響應速度；在因上述可變電源的輸出減少，從而導致虛擬發電廠內的電力供應小于部署于虛擬發電廠內的負載的電力需求量，或上述分布式電源的響應量或響應速度無法滿足部署于上述虛擬發電廠內的負載的電力需求量時，調節上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量。
28.根據本發明一實施例的利用新再生熱電聯產發電廠的虛擬發電廠運行方法，包括：基于上述分布式電源的發電量，分析上述虛擬發電廠的輸出變動及誤差的步驟；及通過調節連接于上述虛擬發電廠的虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量，調節上述虛擬發電廠的輸出變動及誤差的步驟。
29.上述虛擬發電廠輸出調節裝置可包括連接于上述虛擬發電廠并利用新再生能源生產電力的新再生熱電聯產發電廠。
30.上述新再生熱電聯產發電廠可利用木片或副產氣體中的至少一種生產電力。
31.還可包括通過監測在多個分布式電源生產的發電量，導出在虛擬發電廠發電的vpp發電量的步驟；通過從上述vpp發電量減去在上述虛擬發電廠的負載消耗的電力使用量，計算vpp預估輸出量的步驟；及通過比較上述vpp預估輸出量和上述vpp投標發電量，控制上述新再生熱電聯產發電廠的發電量的步驟。
32.上述調節虛擬發電廠的輸出變動及誤差的步驟，可包括：實時檢測電力系統的系統頻率的步驟；及基于上述系統頻率實時調節上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量的步驟。
33.上述調節虛擬發電廠的輸出變動及誤差的步驟，可包括：實時檢測上述虛擬發電廠的區域頻率的步驟；及基于上述區域頻率實時調節上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量的步驟。
34.上述調節虛擬發電廠的輸出變動及誤差的步驟，可包括：實時分析個別分布式電源的發電量的步驟；及基于上述個別分布式電源的發電量實時調節上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量的步驟。
35.上述調節虛擬發電廠的輸出變動及誤差的步驟，可包括：預測在投標期間內能夠發電的分布式電源的預估發電量的步驟；及通過比較上述投標期間內，上述個別分布式電源的預估發電量和上述個別投標發電量，調節上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量的步驟。
36.上述調節發電量的步驟，可在上述投標期間內，上述個別分布式電源的預估發電量小于上述個別投標發電量時，增加上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量。
37.上述調節發電量的步驟，可包括：將上述投標期間分割為多個區間的步驟；及按上述多個區間導出個別分布式電源的實際發電量的區間平均值的步驟。
38.上述調節發電量的步驟，還可包括通過按上述多個區間將各區間的區間平均值與上述個別投標發電量進行比較，控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量的步驟。
39.上述調節虛擬發電廠的輸出變動及誤差的步驟，可基于上述虛擬發電廠的vpp投標發電量、個別分布式電源的發電量、電力系統的系統信息或在虛擬發電廠的外部接收到
的控制信號中的至少一種，調節上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量。
40.還可包括為應對連接于虛擬發電廠的可變電源的輸出變動并為應對分布式電源能夠追加發電的響應量或上述可變電源的輸出變動，分析上述分布式電源能夠追加發電的響應速度的步驟；及在上述分布式電源的響應量或響應速度無法滿足部署于上述虛擬發電廠內的負載的電力需求量時，調節上述虛擬發電廠輸出調節裝置的發電量的步驟。
41.根據本發明一實施例的利用新再生熱電聯產發電廠的虛擬發電廠運行方法，包括：監測在分布式電源生產的發電量的步驟；比較上述分布式電源的發電量和上述分布式電源的個別投標發電量的步驟；及在上述發電量小于上述個別投標量時，增加上述新再生熱電聯產發電廠的發電量的步驟。
42.發明效果
43.根據本發明，向虛擬發電廠連接虛擬發電廠輸出調節裝置，通過虛擬發電廠輸出調節裝置調節因分布式電源的輸出變動導致的虛擬發電廠的輸出變動及誤差，從而提供能夠穩定虛擬發電廠的輸出的環境。
44.另外，本發明由虛擬發電廠輸出調節裝置利用因分布式電源的輸出變動生產過剩的剩余電力生產熱能，從而可最小化因新再生能源等難以控制輸出的分布式電源的輸出變動導致的虛擬發電廠的輸出變動，穩定維持虛擬發電廠的輸出。
45.另外，本發明大容量儲存在虛擬發電廠輸出調節裝置生產的熱能并提供至熱負載，從而不僅穩定虛擬發電廠的輸出，而且提供能夠防止能源浪費的環境。
46.另外，本發明作為分布式電源向虛擬發電廠連接新再生熱電聯產發電廠，應對分布式電源的輸出變動調節上述新再生熱電聯產發電廠的發電量，利用在上述新再生熱電聯產發電廠發電的電力補充虛擬發電廠的不足的輸出，從而最小化因新再生能源等難以控制輸出的分布式電源導致的虛擬發電廠的輸出不足及由此導致的虛擬發電廠的輸出變動，以提供能夠穩定維持虛擬發電廠的輸出的環境。
47.另外，本發明分析各個別分布式電源的預估發電量，求分布式電源的預估發電量之和導出vpp預估發電量，基于上述vpp預估發電量導出vpp投標發電量，從而提供可有效確定最佳投標發電量的環境。
48.另外，本發明通過監測在多個分布式電源生產的發電量導出在虛擬發電廠內實時發電的vpp發電量，通過比較上述vpp發電量和vpp投標發電量調節熱變換裝置的電力消耗量或新再生熱電聯產發電廠的發電量，從而提供能夠穩定維持虛擬發電廠的輸出的環境。
49.另外，本發明實時檢測電力系統的系統頻率或虛擬發電廠的區域頻率，基于檢測到的頻率控制熱變換裝置的電力消耗量或新再生熱電聯產發電廠的發電量，從而提供可防止因作為可變電源的分布式電源的輸出變動導致的電力系統的系統頻率的劇變及虛擬發電廠的區域頻率的劇變的環境。
50.另外，本發明實時監測個別分布式電源的發電量，通過比較上述個別分布式電源的發電量和個別分布式電源的個別投標發電量控制熱變換裝置的電力消耗量或新再生熱電聯產發電廠的發電量，從而固定維持個別分布式電源的輸出，由此因個別分布式電源的輸出變得平滑，從而可提供與提供至虛擬發電廠相同的效果。
51.另外，本發明通過預測投標期間個別分布式電源的發電量確定上述個別分布式電源的個別投標發電量，實時比較上述個別投標發電量和上述個別分布式電源的發電量，并
基于此控制熱變換裝置的電力消耗量或實時控制新再生熱電聯產發電廠的發電量，從而提供可在投標期間將個別分布式電源的輸出量匹配于上述個別投標發電量的環境。
52.另外，本發明基于與電力交易所的vpp投標發電量、個別分布式電源的發電量、電力系統的系統信息或在電力交易所接收到的控制信號中的至少一種，控制虛擬發電廠輸出調節裝置的運行，從而穩定維持虛擬發電廠的輸出，并由此提供能夠穩定維持電力系統的環境。
附圖說明
53.圖1為根據本發明一實施例的利用虛擬發電廠輸出調節裝置的虛擬發電廠系統的概略示意圖；
54.圖2為根據本發明一實施例的虛擬發電廠管理裝置的概略結構框圖；
55.圖3為根據本發明一實施例的虛擬發電廠輸出調節系統的概略結構框圖；
56.圖4為概略表示預測連接于根據本發明一實施例的虛擬發電廠的分布式電源的發電量進行投標，通過控制虛擬發電廠輸出調節裝置穩定虛擬發電廠的輸出的過程的流程圖；
57.圖5為表示電力系統中普通的每日電力需求曲線的曲線圖；
58.圖6為表示可變電源的輸出增加導致的純負荷量的變化的曲線圖；
59.圖7為概略表示根據本發明一實施例，基于個別分布式電源的預估發電量導出vpp預估發電量，利用導出的vpp預估發電量確定vpp投標發電量的過程的流程圖；
60.圖8為表示根據本發明一實施例的個別分布式電源的預估發電量及平均發電量的曲線圖；
61.圖9為根據本發明一實施例表示虛擬發電廠的vpp預估發電量和vpp投標發電量的曲線圖；
62.圖10為概略表示根據本發明一實施例，通過比較vpp預估輸出量和vpp投標發電量，控制虛擬發電廠輸出調節裝置的過程的流程圖；
63.圖11為表示根據本發明一實施例，通過比較vpp預估輸出量和vpp投標發電量，控制虛擬發電廠輸出調節裝置的事例的曲線圖；
64.圖12為概略表示根據本發明一實施例，通過監測電力系統的系統頻率或虛擬發電廠的區域頻率，控制虛擬發電廠輸出調節裝置的過程的流程圖；
65.圖13為概略表示根據本發明一實施例，預測個別分布式電源的發電量進行投標，通過監測個別分布式電源的實際發電量，控制虛擬發電廠輸出調節裝置的過程的流程圖；
66.圖14為表示根據本發明一實施例，將投標期間分割為多個區間并監測個別分布式電源的發電量，通過按各區間監測個別分布式電源的實際發電量，控制虛擬發電廠輸出調節裝置的示例的曲線圖。
具體實施方式
67.下面，結合附圖對本發明的較佳實施例進行詳細說明。
68.在這之前，記載于本說明書的實施例及表示于附圖中的結構只是本發明的較佳實施例，而非完全變現本發明的技術思想，因此，在申請本發明時，可存在可替代的各種均等
物和變形例。
69.下面，結合附圖對本發明的各種實施例進行詳細說明，以幫助本領域技術人員更好地理解本發明。本發明可通過各種不同的形式實現而不受在此說明的實施例的限制。為了更明確地說明本發明，省略與說明無關的內容，而且，在整個說明書中的相同或類似的結構賦予相同的標記。
70.為了說明的便利，圖中所示的各結構的大小及厚度任意表示，因此，本發明不受附圖的限制，而為了更明確地表明各部分及區域，附圖中放大表示厚度。
71.在說明書中，說某個部分“包括”某個構件時，除非有預期相反的記載，不是排出其他構件，而是還可包括其他構件。另外，說明書所記載的
“…
部”、
“…
器”、
“…
模塊”等術語表示處理至少一種功能或動作的單位，這可通過硬件或軟件或硬件及軟件的結合實現。
72.除非有特別的說明，包括技術或科學術語在內的在此使用的所有術語的意思與本實施例所屬技術領域的技術人員通常所理解的意思一樣。一般使用的與詞典中定義的術語相同的術語具有與相關技術的語境中的意思相同的含義，除非有明確的定義，在本技術中不具有理想的或過度的含義。
73.另外，在詳細說明實施例的過程中，若認為對相關已公開技術的具體說明有礙于對實施例的理解，則將省略其詳細說明。
74.下面，結合圖1至圖14對根據本發明一實施例的利用虛擬發電廠輸出調節裝置的虛擬發電廠系統及虛擬發電廠運行方法進行詳細說明。
75.圖1為根據本發明一實施例的利用虛擬發電廠輸出調節裝置的虛擬發電廠系統的概略示意圖。此時，為根據本發明實施例的說明，電力系統10及虛擬發電廠系統只圖示必要的概略結構，而不受這些結構的限制。
76.如圖1所示，根據本發明一實施例的虛擬發電廠(virtual power plant，下稱“vpp”)系統與電力系統10的電力交易所(korea power exchange，kpx)20連接。
77.另外，上述虛擬發電廠系統包括連接于虛擬發電廠(vpp)100的各種種類的分布式電源(distributed energy resource，der)110，可將在分布式電源110生產的電力供應至電力系統10。
78.另外，上述電力交易所20運營電力市場，以將在電力系統10的多個發電廠12-1至12-n生產的電力，經輸電用變電所14及配電用變電所16供應至電力使用者。
79.另外，上述分布式電源110可包括風力發電機、太陽能大電機、地熱發電機、燃料電池、生物能源、海洋能源或不能調節輸出的可變電源中的至少一種。
80.另外，上述虛擬發電廠系統可與電力交易所20進行投標，將在多個分布式電源110-1至110-m生產的電力中的一部分供應至電力系統10。
81.另外，虛擬發電廠系統可通過虛擬發電廠管理裝置200與電力交易所20進行投標。上述虛擬發電廠管理裝置200可確定在虛擬發電廠100供應至電力系統10的vpp投標發電量。在此，上述vpp投標發電量包括在投標期間，在虛擬發電廠100向電力系統10供應的電力供應量或電力輸出量。
82.另外，虛擬發電廠系統可按上述vpp投標發電量，將在連接于上述虛擬發電廠100的多個分布式電源110-1至110-m生產的電力中的一部分供應至電力系統10。
83.例如，上述虛擬發電廠管理裝置200可預測多個分布式電源110-1至110-m的發電
量進行投標。另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可從多個分布式電源110-1至110-m的上述預估發電量減去在上述虛擬發電廠100內的負載120消耗的電力消耗量，確定上述vpp投標發電量。
84.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可分析上述多個分布式電源110-1至110-m的輸出變動導致的虛擬發電廠100的輸出變動及誤差。另外，上述虛擬發電廠管理裝置200也可預測部署于上述虛擬發電廠100內的負載的電力需求量，基于上述電力需求量分析上述虛擬發電廠100的輸出變動及誤差。
85.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可基于上述虛擬發電廠100的輸出變動及誤差的分析結果控制虛擬發電廠輸出調節系統300的運行，以穩定上述虛擬發電廠100的輸出變動。
86.上述虛擬發電廠輸出調節系統300可部署于上述虛擬發電廠100內。另外，上述虛擬發電廠輸出調節系統300可通過虛擬發電廠輸出調節裝置310消耗在連接于虛擬發電廠100多個分布式電源110-1至110-m生產的電力以變換為熱。另外，上述虛擬發電廠輸出調節系統300也可通過虛擬發電廠輸出調節裝置310生產電力供應至虛擬發電廠100。
87.例如，上述虛擬發電廠輸出調節裝置310可包括獲得在上述多個分布式電源110-1至110-m生產的電力中的一部分變換為熱能的熱變換裝置，及利用新再生能源生產電力的新再生熱電聯產發電廠等。
88.與現有的ess(energy storage system)或抽水蓄能發電廠不同，這些虛擬發電廠輸出調節裝置310的熱變換裝置及新再生熱電聯產發電廠具有費用低廉，響應高的優點。另外，上述虛擬發電廠輸出調節裝置310還具有便于安裝在分布式電源110或虛擬發電廠100周邊，安裝地區限制低的優點。
89.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可為應對連接于虛擬發電廠100的可變電源的輸出變動，分析分布式電源能夠追加發電的響應量信息。
90.在此，響應量信息可為應對連接于虛擬發電廠100的可變電源(例如，新再生能源)的輸出變動，包括連接于虛擬發電廠100的分布式電源能夠追加發電的響應量值或應對上述可變電源的輸出變動分布式電源能夠追加發電的響應速度。
91.另外，上述響應量可為應對連接于虛擬發電廠100的可變電源(例如，新再生能源)的輸出變動，包括連接于虛擬發電廠100的分布式電源能夠發電的發電量。另外，上述響應速度可為應對連接于虛擬發電廠100的可變電源的輸出變動，包括連接于虛擬發電廠100的分布式電源能夠發電的發電速度。此時，這些響應量及響應速度可包括分布式電源的升降速率(ramp rate)特性信息。
92.另外，上述虛擬發電廠管理管理裝置200在因上述可變電源的輸出減少，從而導致虛擬發電廠100內的電力供應小于部署于虛擬發電廠100內的負載的電力需求量，或上述分布式電源的響應量或響應速度無法滿足部署于上述虛擬發電廠內的負載的電力需求量時，可調節上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的電力消耗量或發電量。
93.例如，在因上述可變電源的輸出減少，從而導致虛擬發電廠100內的電力供應小于部署于虛擬發電廠100內的負載的電力需求量，或上述分布式電源的響應量或響應速度無法滿足部署于上述虛擬發電廠內的負載的電力需求量時，本發明可控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的熱變換裝置減少電力消耗量，或上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的新再
生熱電聯產發電廠增加發電量。
94.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可為應對連接于虛擬發電廠100的可變電源的輸出變動，可分析上述虛擬發電廠輸出調節裝置310能夠追加發電的響應量信息。
95.另外，虛擬發電廠管理裝置200在因連接于上述虛擬發電廠100的可變電源的輸出減少，從而導致上述虛擬發電廠100內的電力供應小于部署于虛擬發電廠100內的負載的電力需求量時，還可基于上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的新再生熱電聯產發電廠的響應量信息，控制熱變換裝置的熱生產量或控制新再生熱電聯產發電廠的發電量。
96.圖2為根據本發明一實施例的虛擬發電廠管理裝置的概略結構框圖。此時，為根據本發明實施例的說明，虛擬發電廠管理裝置200只圖示必要的概略結構，而不受這些結構的限制。
97.如圖2所示，根據本發明一實施例的虛擬發電廠管理裝置200預測連接于虛擬發電廠100的多個分布式電源110-1至110-m的預估發電量，與電力交易所20進行投標。
98.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可分析上述多個分布式電源110-1至110-m的輸出變動導致的虛擬發電廠100的輸出變動及誤差。另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可基于上述分析結果控制vpp輸出調節系統300，以穩定虛擬發電廠100的輸出變動。
99.根據本發明一實施例的虛擬發電廠管理裝置200包括vpp控制模塊210、收發模塊220、投標模塊230、監測模塊240、分析模塊250及vpp輸出調節模塊260。
100.上述vpp控制模塊210可控制上述各部分的運行，以分析因上述多個分布式電源110-1至110-m的輸出變動及負載120的需求變動導致的虛擬發電廠100的輸出變動及誤差，基于上述分析結果控制上述vpp輸出調節系統300，以穩定虛擬發電廠的輸出變動。
101.上述收發模塊220可將虛擬發電廠信息發送至電力交易所20，可從上述電力交易所20接收電力系統信息及電力系統分析信息。
102.例如，上述虛擬發電廠信息包括多個分布式電源110-1至110-m的發電量信息、負載120的電力消耗量信息等。另外，上述收到模塊220可將在虛擬發電廠100差得的計量數據發送至電力交易所20。
103.另外，上述收發模塊220可從上述電力交易所20接收電力系統信息及電力系統分析信息。在此，電力系統信息及電力系統分析信息包括連接于電力系統10的發電機12的升降速率(ramp rate)特性信息、電力系統10的系統頻率信息、電力系統10的電力供求信息、因電力系統10的可變電源的春負載量信息、因上述可變電源的響應量信息、連接于電力系統10的新再生輸出變動信息及電力系統10的預備力量信息等。
104.在此，升降速率特性信息每分鐘發電機輸出的變動，包括發電機的升功率速度、發電機的降功率速度或發電機的速度調解率。
105.另外，電力系統10的系統頻率信息包括實時系統頻率、系統頻率預測值、頻率變化率或頻率敏感度等。頻率變化率或頻率敏感度包括隨時間的變化的系統頻率的變化率或變化程度。
106.另外，頻率變化率可具備正直(+)或具備負值(-)。例如，在頻率變化率為正直時，可包括系統頻率激增的情況。另外，在頻率變化率為負直時，可包括系統頻率驟減的激增的情況。
107.另外，電力系統10的電力供求信息包括電力系統10的電力供求不均衡。在此，電力
系統10的電力供求不均衡包括因連接于電力系統10的發電機的脫落、電力系統10的電力需求劇變或連接于電力系統10的可變電源16的輸出變動劇變等，電力系統10的電力供應和電力需求之間的偏差超過電力供求設定值的情況。
108.另外，上述純負載量信息包括從電力系統10的總負荷量減去連接于電力系統10的可變電源(例如，新再生能源)的輸出量的值。
109.另外，響應量信息可為應對連接于電力系統10的可變電源(例如，新再生能源)的輸出變動，可包括連接于電力系統的發電機能夠追加發電的響應量值或應對上述可變電源的輸出變動發電機能夠追加發電的響應速度。
110.上述投標模塊230通過預測上述多個分布式電源110-1至110-m的預估發電量，與電力交易所20進行投標。另外，上述投標模塊230可基于各分布式電源的特性及發電容量分析各分布式電源的預估發電量。另外，上述投標模塊230可通過求上述多個分布式電源110-1至110-m的預估發電量之和導出vpp預估發電量。
111.另外，上述投標模塊230可基于上述vpp預估發電量與電力交易所20進行投標，確定vpp投標發電量。在此，上述vpp預估發電量包括連接于虛擬發電廠100的多個分布式電源110-1至110-m預計在投標期間發電的發電量。另外，上述vpp投標發電量包括在投標期間，在虛擬發電廠100向電力系統10供應的電力供應量或電力輸出量。
112.另外，上述投標模塊230可包括根據本發明一實施例的分布式電源發電量預測部232、vpp發電量計算部234及vpp投標發電量確定部236。
113.上述分布式電源發電量預測部232基于各分布式電源的特性及發電容量分析各分布式電源的預估發電量。另外，上述分布式電源發電量預測部232可基于各分布式電源的預估發電量預測上述多個分布式電源110-1至110-m能夠在特定時刻或投標期間發電的發電量。
114.上述vpp發電量計算部234可通過求上述多個分布式電源110-1至110-m的預估發電量之和導出能夠在上述虛擬發電廠100發電的vpp預估發電量。
115.另外，上述vpp投標發電量確定部236基于上述vpp預估發電量確定vpp投標發電量。另外，上述vpp投標發電量確定部236可從上述vpp預估發電量減去規定期間內虛擬發電廠100的負載120預計消耗的電力使用量確定上述vpp投標發電量。
116.上述監測模塊240可實時監測連接于虛擬發電廠100的分布式電源110的發電量及部署于虛擬發電廠100內的負載120的電力使用量。
117.例如，上述監測模塊240可實時監測上述多個分布式電源110-1至110-m的實際發電量。另外，上述監測模塊240可實時監測個別分布式電源110的發電量、發電量的變化量及變化率等。
118.另外，上述監測模塊240也可實時監測連接于上述虛擬發電廠100的負載120的電力使用量、電力使用量的變化量及變化率等。
119.另外，上述監測模塊240可包括根據本發明一實施例的分布式電源監測部242及vpp監測部244。
120.上述分布式電源監測部242可實時監測連接于上述虛擬發電廠100的多個分布式電源110-1至110-m的實際發電量。另外，上述分布式電源監測部242可實時監測對個別分布式電源110的發電量、發電量的變化量及變化率等。
121.上述vpp監測部244可實時監測上述虛擬發電廠100的發電量及電力使用量。另外，上述vpp監測部244可實時監測上述虛擬發電廠100的多個分布式電源110-1至110-m的總發電量和虛擬發電廠100的負載120的總使用量。
122.例如，上述vpp監測部244可實時監測上述虛擬發電廠100的剩余電力量。在此，上述剩余電力量可包括從上述虛擬發電廠100的多個分布式電源110-1至110-m的總發電量減去虛擬發電廠100的負載120的總使用量的值。
123.另外，上述分析模塊250可分析個別分布式電源110的輸出變動。另外，上述分析模塊250可基于虛擬發電廠100的虛擬發電廠信息，分析上述多個分布式電源110-1至110-m的輸出變動導致的虛擬發電廠100的輸出變動及誤差。
124.另外，上述分析模塊250可基于在上述收發模塊220接收到的電力系統信息，分析電力系統10的系統頻率、電力供求不均衡、純負載量信息、響應量信息及新再生能源的輸出信息的變化等。
125.另外，上述分析模塊250可包括根據本發明一實施例的分布式電源分析部252及vpp分析部254。
126.上述分布式電源分析部252基于在上述監測模塊240監測到的多個分布式電源110-1至110-m的實際發電量，分析個別分布式電源110的輸出變動及多個分布式電源110-1至110-m的輸出變動。
127.另外，上述vpp分析部254可分析上述多個分布式電源110-1至110-m的輸出變動及負載120的需求變動導致的虛擬發電廠100的輸出變動及誤差。
128.另外，上述vpp分析部254可基于在上述監測模塊240監測到的虛擬發電廠100的剩余電力量，分析上述多個分布式電源110-1至110-m的輸出變動導致的虛擬發電廠100的輸出變動及誤差。
129.另外，上述vpp分析部254也可預測部署于虛擬發電廠100內的負載120的需求反應及電力需求量，基于上述電力需求量分析上述虛擬發電廠100的輸出變動及誤差。
130.上述vpp輸出調節模塊260可基于上述分析模塊250的分析結果控制虛擬發電廠輸出調節系統300的運行。具體而言，上述vpp輸出調節模塊260可控制虛擬發電廠輸出調節裝置310的電力消耗量及發電量。由此，上述vpp輸出調節模塊260可調節在上述虛擬發電廠100箱電力系統10提供的輸出量，穩定上述虛擬發電廠100的輸出變動。
131.在此，上述vpp輸出調節模塊260可利用上述vpp投標發電量、虛擬發電廠100的區域頻率、個別分布式電源110的發電量、個別分布式電源110的個別投標發電量及電力系統信息(例如，系統頻率、電力供求信息、預備力量、純負載量、響應量、新再生輸出變動等)及在虛擬發電廠的外部(例如，電力交易所)接收到的控制信號中的至少一種，控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的電力消耗量及發電量。
132.當然，上述vpp輸出調節模塊260也可綜合考慮上述vpp投標發電量、虛擬發電廠100的區域頻率、個別分布式電源110的發電量、個別分布式電源110的個別投標發電量、電力系統信息(例如，系統頻率、電力供求信息、預備力量、純負載量、響應量、新再生輸出變動等)及在虛擬發電廠的外部(例如，電力交易所)接收到的控制信號等，控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的電力消耗量及發電量。
133.另外，上述vpp輸出調節模塊260可包括根據本發明一實施例的電力消耗量控制部
262及發電量控制部264。
134.上述電力消耗量控制部262可基于上述vpp投標發電量、虛擬發電廠100的區域頻率、個別分布式電源110的發電量、個別分布式電源110的個別投標發電量、電力系統信息及在虛擬發電廠的外部接收到的控制信號等，控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的電力消耗量或熱生產量。
135.另外，上述發電量控制部254可基于上述vpp投標發電量、虛擬發電廠100的區域頻率、個別分布式電源110的發電量、個別分布式電源110的個別投標發電量、電力系統信息及在虛擬發電廠的外部接收到的控制信號等，控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的發電量。
136.圖3為根據本發明一實施例的虛擬發電廠輸出調節系統的概略結構框圖。此時，為根據本發明實施例的說明，虛擬發電廠輸出調節系統300只圖示必要的概略結構，而不受這些結構的限制。
137.如圖3所示，根據本發明一實施例的虛擬發電廠輸出調節系統300可包括虛擬發電廠輸出調節裝置310、熱儲存裝置340及熱供應裝置350。
138.另外，上述虛擬發電廠輸出調節裝置310可包括根據本發明一實施例的熱變換裝置320及新再生熱電聯產發電廠220。
139.上述熱變換裝置320獲得在上述多幾個分布式電源生產的電力并將其變換為熱能。另外，上述熱變換裝置320可將變換的上述熱能供應至熱儲存裝置340或熱供應裝置350。
140.在此，上述熱變換裝置320可包括鍋爐或電熱器等。另外，上述熱儲存裝置340可包括儲存上述熱能的蓄熱槽等。另外，上述熱供應裝置350可包括向熱負載上述熱能的熱泵等，但本發明的結構不限于此。
141.另外，上述熱變換裝置320可將生產的熱能儲存于大容量的蓄熱槽并提供至部署于電力系統10或虛擬發電廠100內的熱負載。
142.如上所述，本發明大容量儲存在虛擬發電廠輸出調節裝置310生產的熱能并提供至熱負載，從而不僅穩定虛擬發電廠的輸出，而且提供能夠防止能源浪費的環境。
143.上述新再生熱電聯產發電廠330連接于上述虛擬發電廠100并可利用新再生能源生產電力。另外，上述新再生熱電聯產發電廠330可將生產的電力供應至上述虛擬發電廠100或上述電力系統10。另外，上述新再生熱電聯產發電廠330可利用木片、燃料電池或副產氣體中的至少一種生產電力。
144.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可通過控制上述熱變換裝置320的電力消耗量及熱生產量或調節上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量，穩定分布式電源110的輸出變動導致的虛擬發電廠的輸出變動。
145.例如，上述虛擬發電廠管理裝置200可通過將vpp預估輸出量與vpp投標發電量進行比較，控制上述熱變換裝置320的電力消耗量。在此，上述vpp預估發電量包括在投標期間，預計在上述虛擬發電廠100向上述電力系統10供應的電力量。
146.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200實時監測在上述多個分布式電源生產的發電量，導出在虛擬發電廠100實時發電的vpp發電量。另外，上述vpp預估輸出量可從上述vpp發電量減去在上述虛擬發電廠100的負載120消耗的電力使用量進行計算。
147.此時，上述虛擬發電廠管理裝置200可在上述vpp預估輸出量大于上述vpp投標發電量時，增加相當于上述vpp預估輸出量和上述vpp投標發電量的差異的上述熱變換裝置320的電力消耗量。
148.與此相反，在上述vpp預估輸出量小于上述vpp投標發電量時，上述虛擬發電廠管理裝置200也可中斷上述熱變換裝置320的熱生產。
149.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可通過比較上述vpp預估輸出量和上述vpp投標發電量，控制上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量。
150.此時，在上述vpp預估輸出量小于上述vpp投標發電量時，上述虛擬發電廠管理裝置200可增加相當于上述vpp預估輸出量和上述vpp投標發電量的差異的上述熱電聯產發電廠330的發電量。
151.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可實時檢測電力系統的系統頻率，利用檢測到的上述系統頻率確定上述熱變換裝置320的電力消耗量。
152.當然，上述虛擬發電廠管理裝置200也可實時檢測電力系統的系統頻率，利用檢測到的上述系統頻率控制上述熱電聯產發電廠330的發電量。
153.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可實時檢測上述虛擬發電廠100的區域頻率，利用檢測到的上述區域頻率確定上述熱變換裝置320的電力消耗量。
154.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可實時檢測上述虛擬發電廠100的區域頻率，利用檢測到的上述區域頻率控制上述熱電聯產發電廠330的發電量。
155.上述虛擬發電廠管理裝置200可實時監測個別分布式電源110的發電量，基于上述個別分布式電源110的發電量實時調節上述熱變換裝置320的熱生產量。
156.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可實時分析個別分布式電源110的發電量，基于上述個別分布式電源110的實際發電量實時調節上述熱電聯產發電廠330的發電量。
157.上述虛擬發電廠管理裝置200通過預測在投標期間能夠發電的個別分布式電源110的發電量，確定上述個別分布式電源110的個別投標發電量。另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可比較上述個別投標發電量和上述個別分布式電源的實際發電量，基于上述個別分布式電源110的個別投標發電量和上述實際發電量的差異，調節上述熱變換裝置320的電力消耗量或熱生產量。
158.例如，上述虛擬發電廠管理裝置200可在上述投標期間上述個別分布式電源110的實際發電量超過上述個別投標發電量時，以與上述實際發電量和上述個別投標發電量的差異成比例地增加上述熱變換裝置的電力消耗量或熱生產量。
159.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可將投標期間分割為多個區間，按各區間導出個別分布式電源110的實際發電量的區間平均值，通過按上述區間將各區間的區間平均值與上述個別投標發電量進行比較，控制上述熱變換裝置320的熱生產量。
160.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可通過預測在投標間隔之內能夠發電的個別分布式電源110的平均發電量，基于預測到的上述平均發電量確定上述個別分布式電源110的個別投標發電量。另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可基于上述個別分布式電源110的實際發電量實時調節上述熱電聯產發電廠330的發電量，以在上述投標期間將因上述個別分布式電源110的輸出值維持為上述個別投標發電量。
161.例如，上述虛擬發電廠管理裝置200在上述投標期間因上述個別分布式電源的實
際發電量小于上述個別投標發電量時，可增加上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量。
162.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可將投標期間分割為多個區間，按各區間導出個別分布式電源110的實際發電量的區間平均值，通過按上述區間將各區間的區間平均值與上述個別投標發電量進行比較，控制上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量。
163.圖4為概略表示預測連接于根據本發明一實施例的虛擬發電廠的分布式電源的發電量進行投標，通過控制虛擬發電廠輸出調節裝置穩定虛擬發電廠的輸出的過程的流程圖。此時，如下的流程圖結合圖1至圖3的結構，使用相同的附圖標記進行說明。
164.如圖4所示，根據本發明一實施例的虛擬發電廠管理裝置200預測連接于虛擬發電廠100的多個分布式電源110-1至110-m的預估發電量(s102)。在此，上述虛擬發電廠管理裝置200可基于各分布式電源的特性及發電容量預測各分布式電源的預估發電量。
165.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可與電力交易所20進行投標，確定在虛擬發電廠100供應至電力系統10的vpp投標發電量(s104)。
166.在此，上述虛擬發電廠管理裝置200可通過求上述多個分布式電源110-1至110-m的上述預估發電量之和導出vpp預估發電量，基于上述vpp預估發電量與電力交易所20進行投標以確定上述vpp投標發電量。
167.例如，上述vpp預估發電量可包括連接于虛擬發電廠100的多個分布式電源110-1至110-m預計在特定時刻或投標期間發電的vpp最少發電量和vpp最大發電量。另外，上述vpp投標發電量可確定為上述vpp最少發電量和vpp最大發電量之間的值。
168.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200分析上述多個分布式電源110-1至110-m的輸出變動導致的上述虛擬發電廠100的輸出變動及誤差(s106)。
169.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可基于上述分析結果控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的電力消耗量及電力生產量(s108)。
170.在此，上述虛擬發電廠管理裝置200可基于與電力交易所20的上述vpp投標發電量、個別分布式電源110的發電量、電力系統10的系統信息(例如，頻率、電力供求、預備力量、純負載量、響應量、新再生輸出變動等)或在虛擬發電廠100的外部(例如，電力交易所)接收到的控制信號中的至少一種，控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的運行。
171.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可通過控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的運行，調節上述虛擬發電廠100的輸出變動及誤差，以穩定上述虛擬發電廠100的輸出變動(s110)。
172.例如，本發明可使用虛擬發電廠100的剩余電力，通過上述虛擬發電廠輸出調節裝置310生產熱能，將生產的熱能提供至熱負載，與此同時，可穩定虛擬發電廠100的輸出。
173.另外，本發明還可用在上述虛擬發電廠輸出調節裝置310生產的電力補充虛擬發電廠100的不足的輸出以穩定虛擬發電廠100的輸出。
174.圖5為表示電力系統中普通的每日電力需求曲線的曲線圖，而圖6為表示可變電源的輸出增加導致的純負荷量的變化的曲線圖。
175.如圖5及圖6所示，在連接于電力系統10的可變電源或連接于虛擬發電廠100的分布式電源的輸出變動性增加時，純負載量以鴨形曲線形狀形成。尤其是，在連接于電力系統10或虛擬發電廠100的可變電源(例如，新再生能源)的比重增加時，因日出后電力負載驟減，日落后電力負載激增的現象，預計電力需求曲線將變化為與現有的電力需求曲線不同
的形狀。另外，在鴨形曲線現象加深時，預計出現電力需求預測誤差增加，制約費用增加的問題。
176.例如，作為新再生能源的風力發電機，輸出大受風速的影響，而太陽能發電機，其輸出受太陽能模塊的日照量。另外，如風力及太陽能等新再生能源的白天的輸出增加，因此，在電力系統10或虛擬發電廠100的總負載量減去新再生能源的輸出量的電力系統10或虛擬發電廠100的純負載量大大減少。
177.尤其是，在新再生能源的輸出變動性大的季節的白天時間段，新再生能源連接于電力系統10或虛擬發電廠100時，發生引起電力系統10或虛擬發電廠100的電力供求的不均衡，電力系統10的系統頻率或虛擬發電廠100的區域頻率變得不穩定的問題。
178.因此，本發明將虛擬發電廠輸出調節裝置310連接于虛擬發電廠100，調節上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的電力消耗量及發電量，以消耗虛擬發電廠100的剩余地啊你或補充虛擬發電廠100的不足的輸出，從而提供能夠消除分布式電源的輸出變動導致的虛擬發電廠的輸出變動及誤差，穩定虛擬發電廠的輸出的環境。
179.圖7為概略表示根據本發明一實施例，基于個別分布式電源的預估發電量導出vpp預估發電量，利用導出的vpp預估發電量確定vpp投標發電量的過程的流程圖。此時，如下的流程圖結合圖1至圖3的結構，使用相同的附圖標記進行說明。
180.如圖7所示，根據本發明一實施例的虛擬發電廠管理裝置200分析個別分布式電源110的特性(s202)。在此，個別分布式電源可包括風力發電機、太陽能大電機、地熱發電機、燃料電池、生物能源、海洋能源或不能調節輸出的可變電源中的至少一種。
181.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可基于個別分布式電源110的特性導出固定期間(例如，投標期間)內個別分布式電源110預計能夠發電的預估發電量(s204)。
182.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可通過求上述多個分布式電源110-1至110-m的預估發電量之和導出vpp預估發電量(s206及s208)。在此，上述vpp預估發電量包括連接于虛擬發電廠100的多個分布式電源110-1至110-m預計在特定時刻或投標期間發電的發電量。
183.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可確定在上述投標期間內在虛擬發電廠100向電力系統10輸出的vpp投標發電量(s210)。在此，上述vpp投標發電量包括在投標期間，在虛擬發電廠100向電力系統10供應的電力供應量或電力輸出量。
184.圖8為表示根據本發明一實施例的個別分布式電源的預估發電量及平均發電量的曲線圖，而圖9為根據本發明一實施例表示虛擬發電廠的vpp預估發電量和vpp投標發電量的曲線圖。
185.如圖8及圖9所示，上述虛擬發電廠管理裝置200可通過分析多個分布式電源110-1至110-m各自的特性，預測各分布式電源的預估發電量(p
der1_預估
至p
derm_預估
)及平均發電量(p
der1_平均
至p
derm_平均
)。
186.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可通過求多個分布式電源110-1至110-m的預估發電量(p
der1_預估
至
pderm_預估
)或平均發電量(p
der1_平均
至
pderm_平均
)之和導出虛擬發電廠100的發電量。
187.例如，上述虛擬發電廠管理裝置200可通過求連接于上述虛擬發電廠100的多個分布式電源110-1至110-m在特定時刻或投標期間能夠發電的預估發電量(p
der1_預估
至p
derm_預估
)
導出vpp預估發電量(p
vpp_預估發電量
)。
188.在此，vpp預估發電量(p
vpp_預估發電量
)可包括作為虛擬發電廠100的最少發電量的vpp最少發電量(p
vpp_min
)和作為虛擬發電廠100的最大發電量的vpp最大發電量(p
vpp_max
)。
189.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可基于上述vpp預估發電量(p
vpp_預估發電量
)確定在投標期間內，在上述虛擬發電廠100向上述電力系統10輸出的vpp投標發電量(p
vpp投標發電量
)。
190.此時，上述vpp投標發電量(p
vpp投標發電量
)可具有上述vpp最少發電量(p
vpp_min
)和vpp最大發電量(p
vpp_max
)之間的值。另外，上述vpp投標發電量(p
vpp投標發電量
)還可以是求多個分布式電源110-1至110-m的平均發電量(p
der1_平均
至p
derm_平均
)之和的值。
191.圖10為概略表示根據本發明一實施例，通過比較vpp預估輸出量和vpp投標發電量，控制虛擬發電廠輸出調節裝置的過程的流程圖。此時，如下的流程圖結合圖1至圖3的結構，使用相同的附圖標記進行說明。
192.如圖10所示，根據本發明一實施例的虛擬發電廠管理裝置200可與電力交易所20進行投標，確定在虛擬發電廠100向電力系統10輸出的vpp投標發電量(s302)。在此，上述vpp投標發電量可包括在投標期間，在虛擬發電廠100向電力系統10供應的電力供應量或電力輸出量。
193.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200實時監測在連接于上述虛擬發電廠100的多個分布式電源110-1至110-m生產的發電量，導出在上述虛擬發電廠100發電的vpp發電量(s304)。在此，上述vpp發電量可包括在特定時刻或投標期間各在上述多個分布式電源110-1至110-m生產的發電量的總和。
194.另外，另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可從上述vpp發電量減去在虛擬發電廠100的負載120消耗的電力使用量進行計算vpp預估輸出量(s306)。在此，上述vpp預估發電量可包括連接于上述虛擬發電廠100的多個分布式電源110-1至110-m預計在特定時刻或投標期間發電的發電量。
195.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可通過比較上述vpp發電量或vpp預估輸出量和上述vpp投標發電量，控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的運行。
196.例如，上述虛擬發電廠管理裝置200在因分布式電源110的發電量減少，上述vpp發電量大于上述vpp投標發電量時，控制增加新再生熱電聯產發電廠330的發電量或電力生產量(s308及s310)。
197.此時，在因連接于虛擬發電廠100的負載120的電力使用量激增，上述vpp預估輸出量大于上述vpp投標發電量時，也可以控制增加上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量。
198.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200也可以上述vpp發電量和上述vpp投標發電量的差值或上述vpp預估輸出量和上述vpp投標發電量的差值成比例地控制上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量的大小。
199.另外，在因分布式電源110的發電量增加或負載120的電力使用量驟減，上述vpp發電量或上述vpp預估輸出量大于上述vpp投標發電量時，控制增加上述熱變換裝置320的電力消耗量(s312及s314)。此時，上述虛擬發電廠管理裝置200也可以上述vpp發電量和上述vpp投標發電量的差值或上述vpp預估輸出量和上述vpp投標發電量的差值成比例地控制上述熱變換裝置320的電力消耗量的大小。
200.圖11為表示根據本發明一實施例，通過比較vpp預估輸出量和vpp投標發電量，控制虛擬發電廠輸出調節裝置的事例的曲線圖。
201.如圖11所示，根據本發明一實施例的虛擬發電廠管理裝置200可通過實時比較vpp投標發電量(p
vpp投標發電量
)和vpp預估發電量(p
vpp預估發電量
)，實時控制熱變換裝置320的電力消耗量及新再生熱電聯產發電廠330的發電量。
202.例如，在上述vpp預估輸出量(p
vpp預估輸出量
)小于上述vpp投標發電量(p
vpp投標發電量
)的區間(t0～t1、t2～t3、t4～t5)，可增加上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量。
203.另外，本發明可將在新再生熱電聯產發電廠330生產的電力供應至上述虛擬發電廠100或上述電力系統10，以補充上述虛擬發電廠100的不足的發電量及輸出量。
204.另外，在上述vpp預估輸出量(p
vpp預估輸出量
)大于上述vpp投標發電量(p
vpp投標發電量
)的區間(t1～t2、t3～t4)，可通過調節上述熱變換裝置320的電力消耗，消耗虛擬發電廠100的剩余電力。
205.當然，雖然在上述vpp預估輸出量(p
vpp預估輸出量
)大于上述vpp投標發電量(p
vpp投標發電量
)的區間(t1～t2、t3～t4)，但在因負載120的電力使用量激增，上述vpp預估輸出量小于上述vpp投標發電量時，可控制增加上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量。
206.圖12為概略表示根據本發明一實施例，通過監測電力系統的系統頻率或虛擬發電廠的區域頻率，控制虛擬發電廠輸出調節裝置的過程的流程圖。此時，如下的流程圖結合圖1至圖3的結構，使用相同的附圖標記進行說明。
207.如圖12所示，根據本發明一實施例的虛擬發電廠管理裝置200實時檢測電力系統10的系統頻率或虛擬發電廠100的區域頻率，監測頻率變化(s402)。
208.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可通過比較上述系統頻率或上述區域頻率和設定值，控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的運行。
209.例如，連接于電力系統10的可變電源的輸出劇變、發電機脫落或大規模負載激增，有可能導致電力系統10的系統頻率發生劇變。此時，本發明可比較上述系統頻率或上述區域頻率和設定值，控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的運行。
210.另外，本發明可通過上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的運行調節虛擬發電廠100的輸出量，最終將電力系統10的系統頻率維持在的規定范圍之內。
211.另外，連接于虛擬發電廠100的分布式電源110的輸出的劇變，有可能導致虛擬發電廠100的區域頻率的劇變。此時，本發明也可比較上述系統頻率或上述區域頻率和設定值，以控制虛擬發電廠輸出調節裝置310的運行。另外，本發明可通過上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的運行可穩定維持虛擬發電廠100的輸出。
212.例如，虛擬發電廠管理裝置200在上述系統頻率或上述區域頻率大于預設第一頻率設定值時，控制增加熱變換裝置320的電力消耗量(s404及s406)。
213.另外，虛擬發電廠管理裝置200在上述系統頻率或上述區域頻率小于預設第二頻率設定值時，控制增加上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量(s408及s410)。
214.當然，上述虛擬發電廠管理裝置200也可直接比較上述系統頻率和上述區域頻率，基于上述比較結果控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的運行。
215.圖13為概略表示根據本發明一實施例，通過監測個別分布式電源的發電量，控制虛擬發電廠輸出調節裝置的過程的流程圖。此時，如下的流程圖結合圖1至圖3的結構，使用
相同的附圖標記進行說明。
216.如圖13所示，根據本發明一實施例的虛擬發電廠管理裝置200預測個別分布式電源110的預估發電量(s502)。
217.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可分析個別分布式電源110的上述預估發電量，在個別分布式電源110在投標期間能夠發電的總發電量中，確定在上述投標期間內供應至電力系統10的個別分布式電源110的個別投標發電量(s504)。
218.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可比較個別分布式電源110的上述預估發電量和個別分布式電源110的上述個別投標發電量，事先預測上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的運行。另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可利用上述預估發電量和上述個別投標發電量的比較結果，預先分析上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的電力消耗量及發電量(s506)。
219.例如，在上述預估發電量大于上述個別投標發電量時，可分析并預測上述熱變換裝置320需要使用的上述個別分布式電源110的剩余電力的電力消耗量的大小或量，以穩定虛擬發電廠100或固定維持個別分布式電源110的輸出(s508)。
220.另外，在上述預估發電量小于上述個別投標發電量時，可分析并預測上述新再生熱電聯產發電廠330需要發電的發電量的大小或量，以穩定虛擬發電廠100或固定維持個別分布式電源110的輸出(s510)。
221.另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可監測個別分布式電源110實際發電的實際發電量(s512)。另外，上述虛擬發電廠管理裝置200可比較個別分布式電源110的實際發電量和個別分布式電源110的個別投標發電量，基于上述比較結果控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的運行。
222.例如，在個別分布式電源110的實際發電量大于上述個別投標發電量時，可控制增加上述熱變換裝置320的電力消耗量(s514及s516)。
223.另外，在個別分布式電源110的實際發電量小于上述個別投標發電量時，可控制增加上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量(s518)。
224.即本發明實時監測個別分布式電源110的實際發電量，比較上述個別分布式電源110的實際發電量和上述個別分布式電源110的個別投標發電量，以控制上述熱變換裝置320的電力消耗量或上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量，從而可固定維持個別分布式電源的輸出。另外，由此因個別分布式電源110的輸出變得平滑，從而可提供與提供至虛擬發電廠100相同的效果。
225.另外，本發明在通過比較個別分布式電源110的上述預估發電量和上述個別投標發電量，事先預測分析上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的運行之后，通過實時比較個別分布式電源110的實際發電量和上述個別投標發電量，實時控制熱變換裝置320及新再生熱電聯產發電廠220的運行，從而提供可更加有效應對分布式電源的輸出變動的環境。
226.另外，本發明可將上述個別分布式電源110的投標期間分割為多個區間，按各區間導出上述個別分布式電源110的實際發電量的區間平均值。另外，本發明可通過比較上述各區間的區間平均值和上述個別投標發電量，控制上述熱變換裝置320及上述新再生熱電聯產發電廠220的運行。
227.當然，本發明也可將上述虛擬發電廠100的投標期間分割為多個區間，按各區間導出上述虛擬發電廠100的實際發電量的區間平均值。另外，本發明也可通過比較上述各區間
的區間平均值和上述vpp投標發電量，控制上述熱變換裝置320及上述新再生熱電聯產發電廠220的運行。
228.圖14為表示根據本發明一實施例，將投標期間分割為多個區間并監測個別分布式電源的發電量，通過按各區間監測個別分布式電源的實際發電量，控制虛擬發電廠輸出調節裝置的示例的曲線圖。
229.如圖14所示，根據本發明一實施例的虛擬發電廠管理裝置200可將個別分布式電源110的投標期間(ta至te)分割為多個區間。在此，上述多個區間可包括第一區間(ta至tb)、第二區間(tb至tc)、第三區間(tc至td)及第四區間(td至te)。
230.另外，根據本發明一實施例的虛擬發電廠管理裝置200可就比較個別分布式電源110的實際發電量(p
der_發電量
)和個別分布式電源110的個別投標發電量(p
der_個別投標發電量
)，基于上述比較結果實時控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的電力消耗量或發電量。
231.另外，根據本發明一實施例的虛擬發電廠管理裝置200也可按區間導出個別分布式電源110的實際發電量(p
der_區間平均值
)，通過比較各區間的區間平均值(p
der_區間平均值
)和上述個別投標發電量(p
der_個別投標發電量
)，控制上述虛擬發電廠輸出調節裝置310的運行。
232.例如，因在上述第一區間(ta至tb)和上述第四區間(td至te)，上述個別投標發電量(p
der_個別投標發電量
)小于第一區間平均值(p
der_第一區間平均值
)及第四區間平均值(p
der_第四區間平均值
)，可增加上述熱變換裝置320的熱生產量。此時，上述熱變換裝置320的熱生產量可與上述個別投標發電量(p
der_個別投標發電量
)和第一區間平均值(p
der_第一區間平均值
)的差異成比例，或與上述個別投標發電量(p
der_個別投標發電量
)和第四區間平均值(p
der_第四區間平均值
)的差異成比例。
233.另外，因在上述第二區間(tb至tc)和第三區間(tc至td)，上述個別投標發電量(p
der_個別投標發電量
)大于第二區間平均值(p
der_第二區間平均值
)及第三區間平均值(p
der_第三區間平均值
)，可增加上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量。
234.此時，上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量可與上述個別投標發電量(p
der_個別投標發電量
)和第二區間平均值(p
der_第二區間平均值
)的差異成比例。另外，上述新再生熱電聯產發電廠330的發電量可與上述個別投標發電量(p
der_個別投標發電量
)和第三區間平均值(p
der_第三區間平均值
)的差異成比例。
235.如上所述，根據本發明一實施例的虛擬發電廠系統及虛擬發電廠運行費昂反，向虛擬發電廠連接虛擬發電廠輸出調節裝置，通過虛擬發電廠輸出調節裝置調節因分布式電源的輸出變動導致的虛擬發電廠的輸出變動及誤差，從而提供能夠穩定虛擬發電廠的輸出的環境。
236.另外，本發明由虛擬發電廠輸出調節裝置利用因分布式電源的輸出變動生產過剩的剩余電力生產熱能，從而可最小化因新再生能源等難以控制輸出的分布式電源的輸出變動導致的虛擬發電廠的輸出變動，穩定維持虛擬發電廠的輸出。
237.另外，本發明大容量儲存在虛擬發電廠輸出調節裝置生產的熱能并提供至熱負載，從而提供能夠防止能源浪費的環境。
238.另外，本發明作為分布式電源向虛擬發電廠連接新再生熱電聯產發電廠，應對分布式電源的輸出變動調節上述新再生熱電聯產發電廠的發電量，利用在上述新再生熱電聯產發電廠發電的電力補充虛擬發電廠的不足的輸出，從而最小化因新再生能源等難以控制輸出的分布式電源導致的虛擬發電廠的輸出不足及由此導致的虛擬發電廠的輸出變動，以
提供能夠穩定維持虛擬發電廠的輸出的環境。
239.另外，本發明分析各個別分布式電源的預估發電量，求分布式電源的預估發電量之和導出vpp預估發電量，基于上述vpp預估發電量導出vpp投標發電量，從而提供可有效確定最佳投標發電量的環境。
240.另外，本發明通過監測在多個分布式電源生產的發電量導出在虛擬發電廠內實時發電的vpp發電量，通過比較上述vpp發電量和vpp投標發電量調節熱變換裝置的電力消耗量或新再生熱電聯產發電廠的發電量，從而提供能夠穩定維持虛擬發電廠的輸出的環境。
241.另外，本發明實時檢測電力系統的系統頻率或虛擬發電廠的區域頻率，基于檢測到的頻率控制熱變換裝置的電力消耗量或新再生熱電聯產發電廠的發電量，從而提供可防止因作為可變電源的分布式電源的輸出變動導致的電力系統的系統頻率的劇變及虛擬發電廠的區域頻率的劇變的環境。
242.另外，本發明實時監測個別分布式電源的發電量，通過比較上述個別分布式電源的發電量和個別分布式電源的個別投標發電量控制熱變換裝置的電力消耗量或新再生熱電聯產發電廠的發電量，從而固定維持個別分布式電源的輸出，由此因個別分布式電源的輸出變得平滑，從而可提供與提供至虛擬發電廠相同的效果。
243.另外，本發明通過預測投標期間個別分布式電源的發電量確定上述個別分布式電源的個別投標發電量，實時比較上述個別投標發電量和上述個別分布式電源的發電量，并基于此控制熱變換裝置的電力消耗量或實時控制新再生熱電聯產發電廠的發電量，從而提供可在投標期間將個別分布式電源的輸出量匹配于上述個別投標發電量的環境。
244.另外，本發明基于與電力交易所的vpp投標發電量、個別分布式電源的發電量、電力系統的系統信息或在電力交易所接收到的控制信號中的至少一種，控制虛擬發電廠輸出調節裝置的運行，從而穩定維持虛擬發電廠的輸出，并由此提供能夠穩定維持電力系統的環境。
245.如上說明的本發明實施例不只通過裝置及方法實現，也可通過實現對應于本發明實施例的結構的功能的程序或記錄程序的記錄媒介實現。這些記錄媒介不僅可在服務器中執行，還可在用戶終端中執行。
246.上述實施例僅用以說明本發明而非限制，本領域的普通技術人員應當理解，可以對本發明進行修改、變形或者等同替換，而不脫離本發明的精神和范圍，其均應涵蓋在本發明的權利要求范圍當中。