JP7143105B2 - Power supply and demand control system, power supply and demand control program, and power supply and demand control method - Google Patents

Power supply and demand control system, power supply and demand control program, and power supply and demand control method Download PDF

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Description

本発明の実施形態は、電力系統の需給制御を行う電力需給制御システム、電力需給制御用プログラム及び電力需給制御方法に関するものである。 An embodiment of the present invention relates to an electric power supply and demand control system, an electric power supply and demand control program, and an electric power supply and demand control method for performing supply and demand control of an electric power system.

電力系統の需要（負荷）は、季節的・時間的・瞬間的に時々刻々絶えず変動する。電力系統の負荷変動は、変化幅の小さい振動と周期を持った脈動成分や、不規則な変動成分が重畳したものであり、次の３つの成分に分けることができる。
数分周期までの微小変動分のサイクリック分、
数分から１０数分程度までの短周期変動分のフリンジ分、
１０数分以上の長周期変動分のサステンド分である。このうち、サイクリック分は、ガバナフリー運転する発電所の調速機の特性を適正にすれば、自動的に調整整可能である。 The demand (load) of the electric power system constantly fluctuates seasonally, temporally, and instantaneously. The load fluctuation of the electric power system is a superimposition of vibration with a small width of change, a pulsating component with a period, and an irregular fluctuation component, and can be divided into the following three components.
Cyclic minutes for minute fluctuations up to a period of several minutes,
Fringes for short-term fluctuations from several minutes to about 10 minutes,
This is the sustain portion of the long-period fluctuation of more than 10 minutes. Of these, the cyclic part can be automatically adjusted by optimizing the characteristics of the governor-free power plant.

フリンジ分については変動量が大きいのでガバナフリーでは調整しきれない。そこで、負荷周波数制御（LFC:Load Frequency Control、以下ＬＦＣと呼ぶ）によって対応する。ＬＦＣとは、電力系統における周波数偏差や電力変動量といった電気的な変化量を検出し、連系線潮流及び系統周波数を一定に維持するように発電機の出力を調整する制御である。 As for the fringe, the amount of fluctuation is large, so it cannot be adjusted completely without the governor. Therefore, load frequency control (LFC: Load Frequency Control, hereinafter referred to as LFC) copes with this. LFC is a control that detects electrical changes such as frequency deviation and power fluctuation in the power system and adjusts the output of the generator so as to keep the power flow of the interconnection line and the system frequency constant.

ＬＦＣでは、系統の周波数や他系統との連系線潮流の変化に応じて中央給電指令所が各発電機（以下、発電設備あるいは発電ユニットとも称する）の出力調整指令を出す。ただし、ＬＦＣでは短周期変動に対応する制御なので、出力調整の指令を全ての発電ユニットに出すわけではない。具体的には、速い出力変動を行っても問題とならない石油焚き火力ユニットや水力ユニットなどに対して出力調整指令が出される。また、原子力ユニットや石炭焚き火力ユニットなどには出力調整指令は出されることはない。 In LFC, a central load dispatching center issues an output adjustment command for each generator (hereinafter also referred to as power generation equipment or power generation unit) in accordance with changes in system frequency and interconnection line power flow with other systems. However, since the LFC is a control that responds to short-period fluctuations, it is not necessary to issue an output adjustment command to all of the power generation units. Specifically, an output adjustment command is issued to an oil-fired thermal power unit, a hydraulic power unit, or the like, which does not pose a problem even if rapid output fluctuations are performed. Also, no output adjustment orders are issued to nuclear power units, coal-fired thermal power units, or the like.

以上のようなＬＦＣだけでは発電所の出力変化能力が不足することがあり、発電所間の経済的な負荷配分が問題となる。このため、長周期変動分であるサステンド分に対しては、発電所の経済運用が主体となって、各発電所に対して最経済となるよう負荷配分を行う制御、経済負荷配分制御（EDC;Economicload Dispatch Control、以下、ＥＤＣと呼ぶ）を行う。ＬＦＣとＥＤＣを合わせて需給調整と呼んでいる。 The output change capability of the power plant may be insufficient only with the LFC as described above, and the economic load distribution between the power plants becomes a problem. For this reason, for the sustain component, which is a long-period fluctuation component, the economic operation of the power plant plays a central role in distributing the load to each power plant in the most economical manner.Economic load distribution control (EDC ;Economic load dispatch control, hereinafter referred to as EDC). LFC and EDC are collectively called supply and demand adjustment.

ＥＤＣでは、１日の負荷曲線に見られるゆっくりした大きな負荷変動に対して、中央給電指令所から指令を出して各発電機の出力調整を行っている。ゆっくりした負荷変動は過去の経験から、かなりの精度で予測することができる。そのため、ＥＤＣでは、予測された負荷に対して最もコスト、すなわち燃料費が少なくなるように、発電機の出力配分を計算して各発電機の出力を決定する。 In the EDC, the central load dispatch center issues commands to adjust the output of each generator in response to the slow and large load fluctuations seen in the daily load curve. Slow load changes can be predicted with great accuracy from past experience. Therefore, in EDC, the output distribution of the generators is calculated to determine the output of each generator so as to minimize the cost, that is, the fuel cost, with respect to the predicted load.

近年、電力システム改革が検討されており、２０２０年を目途に一般送配電事業者の法的分離が実施される。これに伴い、一般送配電事業者が調整力を調達するための需給調整市場が導入される予定である。需給調整市場の設計に当たっては、市場運営の中立性と価格の透明性の確保、市場メカニズムを活用した効率的な需給調整の実現、必要な調整力の安定的な調達、といった要件を満たす必要がある。 In recent years, power system reform has been under consideration, and by 2020, the legal unbundling of general power transmission and distribution companies will be implemented. Along with this, a supply and demand adjustment market will be introduced for general transmission and distribution companies to procure balancing capacity. When designing a supply and demand adjustment market, it is necessary to meet the following requirements: ensuring neutrality in market operations and price transparency, realizing efficient supply and demand adjustment using market mechanisms, and stably procuring the necessary adjustment capacity. be.

そのため、需給調整市場価格の公開、メリットオーダーでの発電、従来の一般電気事業者以外の電源やデマンドレスポンスの活用、調整の柔軟性が高い電源（周波数調整用の電源）が評価される仕組み等が重要となる。特に、需給調整市場の導入を円滑に進める観点から、調整力の公募調達と調整力の運用に関して、公平性及び透明性を確保することが強く求められている。 For this reason, disclosure of supply and demand adjustment market prices, merit order power generation, utilization of power sources other than conventional general electric utilities and demand response, and mechanisms for evaluating power sources with high adjustment flexibility (power sources for frequency adjustment), etc. is important. In particular, from the perspective of smoothly promoting the introduction of the supply and demand adjustment market, there is a strong need to ensure fairness and transparency regarding the public procurement of reserve capacity and the operation of reserve capacity.

また、新たなライセンス制の下では、旧一般電気事業者に代わって、一般送配電事業者がアンシラリーサービスを担うことになる。そのため、一般送配電事業者は、アンシラリーサービスの実施に必要な電源等を、調整力として発電事業者等から調達する責務を負う。と同時に、一般送配電事業者は、調整力確保に必要なコストを託送料金で回収することができる。このような一般送配電事業者を巡る仕組みが正常に機能するためにも、一般送配電事業者により調整力の調達時の公平性及び透明性が確保されることが重要である。 In addition, under the new licensing system, general electricity transmission and distribution utilities will take over ancillary services in place of the former general electricity utilities. Therefore, general power transmission and distribution companies are responsible for procuring the power sources, etc. necessary for the implementation of ancillary services from power generation companies, etc. as adjustment capacity. At the same time, general power transmission and distribution companies can recover the costs necessary to secure flexibility through the transmission charges. In order for the system surrounding such general electricity transmission and distribution business operators to function normally, it is important for general electricity transmission and distribution business operators to ensure fairness and transparency when procuring balancing capacity.

上記にて示したように、今後は一般送配電事業者が、系統全体の周波数維持等の高品質な需給調整力を需給調整市場から調達しなくてはならないが、その際の公平性及び透明性の確保が不可欠である。従って、一般送配電事業者は、市場参加者に対する系統運用者の中立性の立場に立って需給調整を行うことが要請されている。 As mentioned above, in the future, general power transmission and distribution companies will have to procure high-quality supply and demand adjustment capabilities, such as frequency maintenance for the entire grid, from the supply and demand adjustment market. Ensuring sexuality is essential. Therefore, general power transmission and distribution companies are required to adjust supply and demand from the neutral standpoint of grid operators with respect to market participants.

特開２００１－２３８３５５号公報JP-A-2001-238355

しかしながら、需給調整を担う現行のＬＦＣやＥＤＣは、今後導入が予定される需給調整市場に対応するものではないので、既存のＬＦＣやＥＤＣを、そのまま需給調整市場に適用することは困難である。従って、需給調整市場の成立に求められる系統運用者としての中立性維持と、十分な需給制御性能の確保とを、両立させることは難しかった。そこで将来の電力システム改革に向けて、電力需給制御技術においては、需給調整市場からの調整力調達に際しての公平性及び透明性を確保し、かつ需給制御性能を悪化させることなく、需給制御を実施することが要求されている。 However, the current LFC and EDC, which are responsible for supply and demand adjustment, do not correspond to the supply and demand adjustment market that is planned to be introduced in the future, so it is difficult to apply the existing LFC and EDC to the supply and demand adjustment market as they are. Therefore, it has been difficult to achieve both the maintenance of neutrality as a system operator required for the establishment of a supply and demand adjustment market and the securing of sufficient supply and demand control performance. Therefore, with a view to future power system reforms, power supply and demand control technology should ensure fairness and transparency when procuring adjustment power from the supply and demand adjustment market, and implement supply and demand control without degrading supply and demand control performance. are required to do so.

本実施形態は上記事情に鑑みてなされたものであり、今後導入が予定される需給調整市場からの調整力調達に対応して、ＬＦＣだけではなくＥＤＣも踏まえた上でメリットオーダーによる需給調整を可能とし、調整力調達時の公平性及び透明性を確保すると共に、優れた需給制御性能を発揮する電力需給制御システム、電力需給制御用プログラム及び電力需給制御方法を提供することを課題とする。 This embodiment has been made in view of the above circumstances, and in response to the procurement of adjustment power from the supply and demand adjustment market that is scheduled to be introduced in the future, supply and demand adjustment by merit order based on not only LFC but also EDC. It is an object of the present invention to provide an electric power supply and demand control system, an electric power supply and demand control program, and an electric power supply and demand control method that ensure fairness and transparency when procuring controllable power and exhibit excellent supply and demand control performance.

上記の課題を達成するために、本実施形態に係る電力需給制御システムは、次の構成要素(ａ)～(ｆ)を備えている。
(ａ)電力系統における電気的な変化量を検出する検出部。
(ｂ)前記変化量に基づいて地域要求電力(ＡＲ値)を算出するＡＲ算出部。
(ｃ)発電機のメリットオーダーに基づいて前記地域要求電力(ＡＲ値)を配分し前記発電機ごとにＡＲ配分値を算出するＡＲ配分部。
(ｄ)発電機のメリットオーダーに基づいて前記発電機ごとにリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ算出部。
(ｅ)前記ＡＲ配分値及び前記リアルタイムＥＤＣ値から前記発電機ごとに目標指令値を作成する目標指令値作成部。
(ｆ)前記発電機に前記目標指令値を伝送する伝送部。 In order to achieve the above objects, the power supply and demand control system according to this embodiment includes the following components (a) to (f).
(a) A detection unit that detects electrical variation in the power system.
(b) an AR calculator that calculates a regional power demand (AR value) based on the amount of change;
(c) an AR allocating unit that allocates the regionally requested electric power (AR value) based on the merit order of the generators and calculates the AR allocation value for each of the generators;
(d) A real-time EDC calculator for calculating a real-time EDC value for each generator based on the merit order of the generator.
(e) A target command value creation unit that creates a target command value for each generator from the AR allocation value and the real-time EDC value.
(f) a transmitter for transmitting the target command value to the generator;

本発明の実施形態には、上記各部の処理をコンピュータに実行させる電力需給制御用プログラムとして捉えた実施形態と、上記各部の処理をコンピュータが実行する電力需給制御方法として捉えた実施形態とが含まれる。 Embodiments of the present invention include an embodiment regarded as a power supply and demand control program that causes a computer to execute the processing of each of the above sections, and an embodiment regarded as a power supply and demand control method in which a computer executes the processing of each of the above sections. be

第１の実施形態の構成を示すブロック図Block diagram showing the configuration of the first embodiment 発電端総需要値及び発電計画データを示すグラフGraph showing total power demand value and generation plan data リアルタイムＥＤＣ値を示すグラフGraph showing real-time EDC values 第１の実施形態の需給調整処理のフローチャートFlowchart of supply and demand adjustment processing according to the first embodiment 第１の実施形態のＡＲ配分処理のローチャートFlowchart of AR allocation processing according to the first embodiment 第１の実施形態のメリットオーダーによるＡＲ配分処理のフローチャートFlowchart of AR allocation processing by merit order of the first embodiment 第１の実施形態のＥＤＣにおけるエリアインバランス量配分処理のフローチャートFlowchart of area imbalance amount distribution processing in EDC of the first embodiment 第１の実施形態に係る需給調整市場による商品設計の内訳を示す図A diagram showing the breakdown of product design in the supply and demand adjustment market according to the first embodiment 第１の実施形態のＡＲ配分部のブロック図Block diagram of the AR distribution unit of the first embodiment 第１の実施形態のＡＲ配分部のブロック図Block diagram of the AR distribution unit of the first embodiment 第１の実施形態のＥＤＣによるエリアインバランス量配分を示すフローチャートFlowchart showing area imbalance amount distribution by EDC of the first embodiment 第１の実施形態の変形例によるＡＲ配分処理のフローチャートFlowchart of AR allocation processing according to the modification of the first embodiment 第１の実施形態の変形例によるＡＲ配分処理のフローチャートFlowchart of AR allocation processing according to the modification of the first embodiment 第２の実施形態による２エリア連系を示すイメージ図Image diagram showing 2-area interconnection according to the second embodiment 第２の実施形態による複数エリア連系を示すイメージ図Image diagram showing interconnection of multiple areas according to the second embodiment 第２の実施形態によるＬＦＣを行う際のフローチャートFlow chart when performing LFC according to the second embodiment 第２の実施形態によるＥＤＣを行う際のフローチャートFlowchart for performing EDC according to the second embodiment 他の実施形態のブロック図Block diagram of another embodiment

（第１の実施形態）
［構成］
図１を参照して、第１の本実施形態に係る電力需給制御システムについて具体的に説明する。本実施形態において、同一構成の装置や部材が複数ある場合にはそれらについては同一の番号を付して説明を行う。ただし、同一構成の装置や部材を個々に説明する場合には共通する番号にアルファベットの添え字を付けて区別することとする。 (First embodiment)
[Constitution]
A power supply and demand control system according to the first embodiment will be specifically described with reference to FIG. In this embodiment, when there are a plurality of devices or members having the same configuration, they are given the same number and explained. However, when devices and members having the same configuration are individually described, they are distinguished by adding alphabetic suffixes to common numbers.

（１）全体構成
第１の本実施形態に係る電力需給制御システムは、電力系統９ａに接続された複数の発電設備１、自然エネルギー発電設備２、検出装置３、制御装置４及びＭＭＩ（マンマシンインターフェース）５を有する。電力系統９ａは、連系線９ｃを介し他の他系統９ｂに接続される。各発電設備１は、検出用の信号線７、制御用の信号線８及びＭＭＩ５を介して制御装置４に接続される。 (1) Overall configuration The power supply and demand control system according to the first embodiment includes a plurality of power generation equipment 1 connected to a power system 9a, a natural energy power generation equipment 2, a detection device 3, a control device 4, and an MMI (man-machine interface) 5. The electric power system 9a is connected to another system 9b through an interconnection line 9c. Each power generation facility 1 is connected to a control device 4 via a signal line 7 for detection, a signal line 8 for control and an MMI 5 .

本電力需給制御システムでは、以下のデータが、入力、出力、送受信または記憶される。
ａ１．発電設備１ごとの発電電力値
ｂ１．自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値
ｃ１．周波数変化量：ΔＦ
ｃ２．他系統９ｂとの連系線９ｃにおける潮流電力変化量：ΔＰＴ
ｃ３．電力系統９ａの融通電力：Ｐ０
ｄ１．目標指令値
ｆ１．平滑前ＡＲ値
ｆ２．平滑後ＡＲ値
ｆ３．配分されたＡＲ値（ＡＲ配分値）
ｇ１．１日分の発電計画データ
ｇ２．前日需要予測値
ｇ３．日ごとの発電端総需要値
ｇ４．前日自然エネルギー予測値
ｇ５．リアルタイムＥＤＣ値（経済負荷配分の計算結果） In this power supply and demand control system, the following data are input, output, transmitted/received or stored.
a1. Generated power value for each power generation facility 1 b1. Generated power value for each natural energy power generation facility 2 c1. Frequency change amount: ΔF
c2. Amount of power flow change in interconnection line 9c with other system 9b: ΔPT
c3. Interchange power of power system 9a: P0
d1. Target command value f1. Unsmoothed AR value f2. AR value after smoothing f3. Allocated AR value (AR allocation value)
g1. Power generation plan data for one day g2. Previous day demand forecast value g3. Gross end demand value for each day g4. Previous day natural energy forecast value g5. Real-time EDC value (calculation result of economic load distribution)

（２）発電設備１
発電設備１は、発電機にて発電し電力系統９ａに電力を供給する電力供給設備である。第１の実施形態には、複数種類の発電設備１ａ～１ｎが設けられている。例えば、発電設備１ａは、出力変化速度の速いもの、具体的には水力機等の高速機である。発電設備１ｂは、出力変化速度のやや遅いもの、具体的には石油火力機等の中速機である。発電設備１ｎは、出力変化速度の極めて遅いもの、具体的には石炭火力機等の低速機である。 (2) Power generation facility 1
The power generation facility 1 is a power supply facility that generates power with a generator and supplies power to the power system 9a. In the first embodiment, a plurality of types of power generation equipment 1a to 1n are provided. For example, the power generation equipment 1a is one with a fast output change speed, specifically a high-speed machine such as a hydraulic machine. The power generation equipment 1b has a slightly slow output change speed, specifically a medium-speed machine such as an oil-fired power machine. The power generation equipment 1n is one whose output change speed is extremely slow, specifically a low-speed machine such as a coal-fired power generator.

これらの発電設備１は、検出用の信号線７を介し制御装置４に対して、ａ１「発電設備１ごとの発電電力値」を送信するようになっている。また、発電設備１は、制御用の信号線８を介し制御装置４からｄ１「目標指令値」を送られ、これに基づいて発電電力が制御される。 These power generation facilities 1 transmit a1 "power generation value of each power generation facility 1" to the control device 4 via the signal line 7 for detection. Also, the power generation equipment 1 receives d1 "target command value" from the control device 4 via the signal line 8 for control, and based on this, the generated power is controlled.

（３）自然エネルギー発電設備２
自然エネルギー発電設備２は、例えば太陽光発電装置にて発電し、電力系統９ａに対し電力を供給する電力供給設備である。第１の実施形態には、複数の自然エネルギー発電設備２ａ～２ｎが設けられている。自然エネルギー発電設備２は、制御装置４に対してｂ１「自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値」を送信するようになっている。 (3) Natural energy power generation facility 2
The natural energy power generation facility 2 is, for example, a power supply facility that generates power with a solar power generation device and supplies power to the power system 9a. The first embodiment is provided with a plurality of natural energy power generation facilities 2a-2n. The natural energy power generation facility 2 is configured to transmit b1 “generated power value for each natural energy power generation facility 2” to the control device 4 .

（４）検出装置３
検出装置３は、電力系統９ａにおける電気的な変化量を検出する測定装置である。検出装置３は、電力系統９ａに接続されている。検出装置３は、電力系統９ａに関するｃ１「周波数変化量ΔＦ」及びｃ２「潮流電力変化量ΔＰＴ」を検出し、ｃ３「融通電力Ｐ０」を設定して、これらｃ１～ｃ３の各データを制御装置４に報知する。 (4) Detection device 3
The detection device 3 is a measurement device that detects the amount of electrical change in the power system 9a. The detection device 3 is connected to the power system 9a. The detection device 3 detects c1 “frequency change amount ΔF” and c2 “tidal power change amount ΔPT” related to the power system 9a, sets c3 “interchange power P0”, and outputs each data of these c1 to c3 to the control device 4.

（５）制御装置４
制御装置４は、パーソナルコンピュータ等の計算機から構成される装置である。制御装置４は通常、電力の監視制御を行う制御室等に配置されている。制御装置４は、発電設備１から送信されるａ１、自然エネルギー発電設備２から送信されるｂ１、検出装置３から送信される電力系統９ａに関するｃ１～ｃ３のデータを、それぞれ入力する。制御装置４は、需給制御に関する演算を行い、発電設備１に対してｄ１「目標指令値」を送信する。 (5) Control device 4
The control device 4 is a device composed of a computer such as a personal computer. The control device 4 is usually placed in a control room or the like for monitoring and controlling electric power. The control device 4 inputs a1 transmitted from the power generation facility 1, b1 transmitted from the natural energy power generation facility 2, and c1 to c3 data related to the power system 9a transmitted from the detection device 3, respectively. The control device 4 performs calculations related to supply and demand control, and transmits d1 “target command value” to the power generation facility 1 .

制御装置４は、構成要素として、入力部４１、伝送部４２、目標指令値作成部４３、ＡＲ算出部４４、ＡＲ平滑部４５、ＡＲ配分部４６、総需要算出部４７、発電計画データ作成部４８、リアルタイムＥＤＣ算出部４９、前日需要予測計算部５０、前日自然エネルギー予測計算部５１を有する。 The control device 4 includes, as components, an input unit 41, a transmission unit 42, a target command value creation unit 43, an AR calculation unit 44, an AR smoothing unit 45, an AR allocation unit 46, a total demand calculation unit 47, and a power generation plan data creation unit. 48 , a real-time EDC calculator 49 , a day-ahead demand forecast calculator 50 , and a day-ahead natural energy forecast calculator 51 .

制御装置４の構成要素のうち、入力部４１及び伝送部４２、は、ハードウェアで構成される。それ以外の構成要素、すなわち目標指令値作成部４３、ＡＲ算出部４４、ＡＲ平滑部４５、ＡＲ配分部４６、総需要算出部４７、発電計画データ作成部４８、リアルタイムＥＤＣ算出部４９、前日需要予測計算部５０、前日自然エネルギー予測計算部５１は、機能ブロックとしてソフトウェアモジュールで構成される。 Among the constituent elements of the control device 4, the input section 41 and the transmission section 42 are configured by hardware. Other components, namely target command value generator 43, AR calculator 44, AR smoothing unit 45, AR allocation unit 46, total demand calculator 47, power generation plan data generator 48, real-time EDC calculator 49, day-ahead demand The prediction calculation unit 50 and the previous day natural energy prediction calculation unit 51 are configured by software modules as functional blocks.

入力部４１は、例えば受信回路により構成される。入力部４１は、入力側が信号線７を介し発電設備１に接続され、出力側が目標指令値作成部４３に接続されている。入力部４１は、発電設備１からａ１「発電設備１ごとの発電電力値」を入力し、これを目標指令値作成部４３に出力する。 The input unit 41 is configured by, for example, a receiving circuit. The input unit 41 is connected to the power generation facility 1 via the signal line 7 on the input side, and is connected to the target command value generating unit 43 on the output side. The input unit 41 inputs a1 “power generation value for each power generation facility 1 ” from the power generation facility 1 and outputs this to the target command value generation unit 43 .

伝送部４２は、例えば送信回路により構成される。伝送部４２は、入力側が目標指令値作成部４３に接続され、出力側が制御用の信号線８を介し発電設備１に接続されている。伝送部４２は、目標指令値作成部４３からｄ１「目標指令値」を入力し、これを発電設備１に出力する。 The transmission unit 42 is configured by, for example, a transmission circuit. The transmission unit 42 has an input side connected to the target command value generation unit 43 and an output side connected to the power generation facility 1 via a control signal line 8 . The transmission unit 42 inputs d1 “target command value” from the target command value creation unit 43 and outputs this to the power generation equipment 1 .

目標指令値作成部４３は、入力側がＡＲ配分部４６及びリアルタイムＥＤＣ算出部４９に接続され、出力側が伝送部４２に接続されている。目標指令値作成部４３は、ＡＲ配分部４６からｆ３「配分されたＡＲ値（ＡＲ配分値）」を、リアルタイムＥＤＣ算出部４９からｇ５「ＥＤＣ値（経済負荷配分の計算結果）」を、それぞれ入力する。目標指令値作成部４３は、上記ｆ３，ｇ５から発電設備１ごとにｄ１「目標指令値」を作成し、これを伝送部４２に出力する。 The target command value generation unit 43 is connected to the AR allocation unit 46 and the real-time EDC calculation unit 49 on the input side, and is connected to the transmission unit 42 on the output side. The target command value creation unit 43 obtains f3 “distributed AR value (AR distribution value)” from the AR distribution unit 46 and g5 “EDC value (calculation result of economic load distribution)” from the real-time EDC calculation unit 49. input. The target command value creation unit 43 creates d1 “target command value” for each power generation facility 1 from f3 and g5, and outputs this to the transmission unit 42 .

ＡＲ算出部４４は、入力側が自然エネルギー発電設備２及び検出装置３に接続され、出力側がＡＲ平滑部４５に接続されている。ＡＲ算出部４４は、自然エネルギー発電設備２からｂ１「自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値」を、検出装置３からｃ１「周波数変化量ΔＦ」、ｃ２「潮流電力変化量ΔＰＴ」及びｃ３「融通電力Ｐ０」を入力する。ＡＲ算出部４４は、上記ｂ１，ｃ１～ｃ３のデータに基づいて、ｆ１「平滑前ＡＲ値」を算出し、これをＡＲ平滑部４５に出力する。 The AR calculator 44 has an input side connected to the natural energy power generation facility 2 and the detection device 3 and an output side connected to the AR smoothing section 45 . The AR calculation unit 44 calculates b1 “generated power value for each natural energy power generation facility 2” from the natural energy power generation facility 2, c1 “frequency change amount ΔF”, c2 “tidal power change amount ΔPT” and c3 “ Input the interchange power P0. The AR calculator 44 calculates f1 “AR value before smoothing” based on the data b1 and c1 to c3, and outputs this to the AR smoother 45 .

ＡＲ平滑部４５は、入力側がＡＲ算出部４４に接続され、出力側がＡＲ配分部４６及びリアルタイムＥＤＣ算出部４９に接続されている。ＡＲ平滑部４５は、ＡＲ算出部４４からｆ１「平滑前ＡＲ値」を入力する。ＡＲ平滑部４５は、ｆ１「平滑前ＡＲ値」に基づいて周波数分解を行い、ｆ２「平滑後ＡＲ値」を求めて、これをＡＲ配分部４６及びリアルタイムＥＤＣ算出部４９に出力する。 The AR smoothing section 45 has an input side connected to the AR calculation section 44 and an output side connected to the AR distribution section 46 and the real-time EDC calculation section 49 . The AR smoothing unit 45 receives f1 “unsmoothed AR value” from the AR calculation unit 44 . The AR smoothing unit 45 performs frequency decomposition based on the f1 “unsmoothed AR value”, obtains f2 “smoothed AR value”, and outputs this to the AR distribution unit 46 and the real-time EDC calculation unit 49 .

ＡＲ配分部４６は、入力側がＡＲ平滑部４５に接続され、出力側が目標指令値作成部４３に接続されている。ＡＲ配分部４６は、ＡＲ平滑部４５からｆ２「平滑後ＡＲ値」を入力し、このｆ２のデータに基づいて、発電設備１ごとに配分したｆ３「配分されたＡＲ値（ＡＲ配分値）」を算出する。ｆ３「配分されたＡＲ値」は、各発電設備１への配分量であって、ＡＲ配分部４６では発電設備１のメリットオーダーに基づいて算出される。 The AR distribution unit 46 has an input side connected to the AR smoothing unit 45 and an output side connected to the target command value generation unit 43 . The AR allocation unit 46 inputs f2 "smoothed AR value" from the AR smoothing unit 45, and based on the f2 data, distributes f3 "allocated AR value (AR allocation value)" to each power generation facility 1. Calculate f3 “allocated AR value” is the amount allocated to each power generation facility 1 and is calculated by the AR allocation unit 46 based on the merit order of the power generation facility 1 .

また、ＡＲ配分部４６は、ｆ３「配分されたＡＲ値」を発電設備１の運転能力に応じて、例えば、発電設備１の発動までの応動時間に応じて、配分するようになっている。ＡＲ配分部４６は、各目標指令値作成部４３に対してｆ３のデータを出力する。なお、ＡＲ配分部４６による発電設備１ごとのＡＲ配分処理については、図３、図４のフローチャートを説明する際に詳述する。 In addition, the AR distribution unit 46 distributes the f3 “distributed AR value” according to the operability of the power generation equipment 1, for example, according to the response time until the power generation equipment 1 is activated. The AR allocation unit 46 outputs data of f3 to each target command value generation unit 43 . Note that the AR distribution processing for each power generation facility 1 by the AR distribution unit 46 will be described in detail when explaining the flowcharts of FIGS. 3 and 4 .

総需要算出部４７は、入力側が入力部４１に接続され、出力側がリアルタイムＥＤＣ算出部４９に接続されている。総需要算出部４７は、各発電設備１からから送信されたａ１のデータ、各自然エネルギー発電設備２から送信されたｂ１のデータを、それぞれ入力部４１から入力する。総需要算出部４７は、上記ａ１及びｂ１のデータを累積加算してｇ３「日ごとの発電端総需要値」を算出し、これをリアルタイムＥＤＣ算出部４９に出力する。 The total demand calculator 47 has an input side connected to the input section 41 and an output side connected to the real-time EDC calculator 49 . The total demand calculation unit 47 inputs the data a1 transmitted from each power generation facility 1 and the data b1 transmitted from each natural energy power generation facility 2 from the input unit 41 respectively. The total demand calculator 47 calculates g3 “daily total demand value at the power generation end” by cumulatively adding the data a1 and b1, and outputs this to the real-time EDC calculator 49 .

前日需要予測計算部５０は、運用データとしてｇ２「前日需要予測値」を作成し、これを発電計画データ作成部４８に出力する。前日自然エネルギー予測計算部５１は、運用データとしてｇ４「前日自然エネルギー予測値」を作成し、これを発電計画データ作成部４８に出力する。なお、予測データであるｇ２、ｇ４は、予め定められた一定時間ごとに算出され、新たな予測値に更新されるようにしてもよい。 The day-ahead demand forecast calculation unit 50 creates g2 “day-ahead demand forecast value” as operation data, and outputs this to the power generation plan data creation unit 48 . The previous day natural energy prediction calculation unit 51 creates g4 “previous day natural energy prediction value” as operation data, and outputs this to the power generation plan data creation unit 48 . The prediction data g2 and g4 may be calculated at predetermined time intervals and updated to new prediction values.

発電計画データ作成部４８は、前日需要予測計算部５０から得たｇ２「前日需要予測値」、前日自然エネルギー予測計算部５１から得たｇ４「前日自然エネルギー予測値」に基づいて、ｇ１「１日分の発電計画データ」のデータを作成し、これをリアルタイムＥＤＣ算出部４９に出力する。 The power generation plan data creation unit 48 calculates g1 "1 "Daily power generation plan data" is created and output to the real-time EDC calculator 49.

リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、入力側が総需要算出部４７、発電計画データ作成部４８及びＡＲ平滑部４５に接続され、出力側が各目標指令値作成部４３に接続されている。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、発電計画データ作成部４８からｇ１「１日分の発電計画データ」を、総需要算出部４７からｇ３「日ごとの発電端総需要値」を、ＡＲ平滑部４５からｆ２「平滑後ＡＲ値」をそれぞれ入力する。 The real-time EDC calculator 49 has an input side connected to the total demand calculator 47 , the power generation plan data generator 48 and the AR smoothing section 45 , and an output side connected to each target command value generator 43 . The real-time EDC calculation unit 49 receives g1 “power generation plan data for one day” from the power generation plan data creation unit 48, g3 “daily total power generation end demand value” from the total demand calculation unit 47, f2 Input "AR value after smoothing".

リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、これらのデータｇ１、ｇ３、ｆ２に基づいて経済負荷配分を行い、発電設備１のメリットオーダーによって、経済負荷配分の計算結果としてｇ５「リアルタイムＥＤＣ値」を発電設備１ごとに算出する。ｇ５「リアルタイムＥＤＣ値」とは、電力需給制御システム全体として経済的になるよう発電設備１ごとにスケジュール配分された発電電力値である。 The real-time EDC calculation unit 49 performs economic load distribution based on these data g1, g3, and f2, and calculates g5 “real-time EDC value” as the calculation result of economic load distribution for each power generation facility 1 according to the merit order of the power generation facility 1. Calculate to The g5 "real-time EDC value" is a generated power value schedule-distributed to each power generation facility 1 so that the power supply and demand control system as a whole is economical.

具体的には、ｇ５「リアルタイムＥＤＣ値」は、ｇ３「日ごとの発電端総需要値」からｇ１「１日分の発電計画データ」を減算し、ｆ２「平滑後ＡＲ値」を加算して算出する(ｇ５＝ｇ３－ｇ１＋ｆ２)。例えば、図２に示したデータがｇ３「日ごとの発電端総需要値」とｇ１「１日分の発電計画データ」であり、図３に示したデータがｇ５「リアルタイムＥＤＣ値」である。ここでは平滑後ＡＲ値＝０とする。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は算出したｇ５「リアルタイムＥＤＣ値」を各目標指令値作成部４３に出力する。 Specifically, g5 “real-time EDC value” is obtained by subtracting g1 “1-day power generation plan data” from g3 “daily power generation end total demand value” and adding f2 “smoothed AR value”. Calculate (g5=g3-g1+f2). For example, the data shown in FIG. 2 are g3 "total demand value at power generation end" and g1 "power generation plan data for one day", and the data shown in FIG. 3 is g5 "real-time EDC value". Here, it is assumed that the post-smoothing AR value=0. The real-time EDC calculator 49 outputs the calculated g5 “real-time EDC value” to each target command value generator 43 .

また、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、発電設備１のメリットオーダーによって自エリアにおけるＥＤＣ対象のエリアインバランス量を配分する。インバランス量を配分するとき、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、ＥＤＣ周期に合わせてエリアインバランス量を均等配分するようになっている。さらにリアルタイムＥＤＣ算出部４９は、発電設備１の運転能力に応じてエリアインバランス量を配分するようになっている。なお、リアルタイムＥＤＣ算出部４９によるエリアインバランス量の配分処理については、図５及び図９のフローチャートを説明する際に詳述する。 Also, the real-time EDC calculator 49 distributes the area imbalance amount for EDC in its own area according to the merit order of the power generation equipment 1 . When allocating the imbalance amount, the real-time EDC calculator 49 equally allocates the area imbalance amount according to the EDC cycle. Furthermore, the real-time EDC calculation unit 49 distributes the area imbalance amount according to the operating capability of the power generation equipment 1 . Note that the area imbalance amount distribution processing by the real-time EDC calculator 49 will be described in detail when explaining the flowcharts of FIGS. 5 and 9 .

エリアインバランス量とは、あるエリアの未来の時間帯において、手当されている電力量と、要求された電力量との差分である。要求された電力量の方が手当されている電力量よりも大(つまりＡＲ値が正)であれば、エリアインバランス量の不足＝調達すべき電力量の不足を意味する。反対に、要求された電力量の方が手当されている電力量よりも小(つまりＡＲ値が負)であれば、エリアインバランス量の過多＝調達すべき電力量の過多を意味する。 The area imbalance amount is the difference between the allocated power amount and the requested power amount in a certain area in the future time period. If the amount of power requested is larger than the amount of power allocated (that is, the AR value is positive), it means that the amount of area imbalance is insufficient=the amount of power to be procured is insufficient. Conversely, if the amount of power requested is smaller than the amount of power allocated (that is, the AR value is negative), it means that the amount of area imbalance is excessive=the amount of power to be procured is excessive.

［作用］
図４は制御装置４に内蔵された電力需給制御用プログラムのフロー図である。制御装置４は図４に示した手順にて動作及び演算を行う。ステップＳ２０では、ＡＲ算出部４４が、通信部（図中不示）を介して、自然エネルギー発電設備２からｂ１「自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値」と、検出装置３からｃ１「周波数変化量ΔＦ」と、ｃ２「潮流電力変化量ΔＰＴ」と、ｃ３「融通電力Ｐ０」とを入力する。 [Action]
FIG. 4 is a flowchart of a power supply and demand control program built into the control device 4. As shown in FIG. The control device 4 performs operations and calculations according to the procedure shown in FIG. In step S20, the AR calculation unit 44, via the communication unit (not shown in the figure), from the natural energy power generation equipment 2 b1 "generated power value of each natural energy power generation equipment 2" and from the detection device 3 c1 "frequency Input the amount of change ΔF”, c2 “flow power change amount ΔPT”, and c3 “interchange power P0”.

ＡＲ算出部４４は、入力した上記ｂ１，ｃ１～ｃ３に基づいてｆ１「平滑前ＡＲ値」を以下の演算式（１）により算出する。
平滑前ＡＲ値＝－Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ ・・・（１）
ＡＲ値：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線における潮流電力の変化量
上記（１）式では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。 The AR calculation unit 44 calculates f1 "AR value before smoothing" based on the input b1, c1 to c3 by the following arithmetic expression (1).
AR value before smoothing = -K ΔF + ΔPT (1)
AR value: Area demand power [MW]
K: system constant [MW/Hz]
ΔF: frequency deviation [Hz]
ΔPT: Amount of change in tidal power in the interconnection line In the above equation (1), the tidal flow direction of the power flowing into the own system is taken as a positive value.

ステップＳ２１では、ＡＲ平滑部４５がｆ１「平滑前ＡＲ値」をフーリエ展開により周波数分解することでｆ２「平滑後ＡＲ値」を算出する。ステップＳ２２では、ｆ２「平滑後ＡＲ値」に基づいて、ＡＲ配分部４６がｆ３「配分されたＡＲ値」を算出する。上記のステップＳ２０～２２に並行して、ステップＳ２０１～２０４が実施される。 In step S21, the AR smoothing unit 45 calculates f2 "AR value after smoothing" by frequency-decomposing f1 "AR value before smoothing" by Fourier expansion. In step S22, the AR distribution unit 46 calculates f3 "distributed AR value" based on f2 "smoothed AR value". Steps S201-204 are performed in parallel with steps S20-22 described above.

ステップＳ２０１では、前日需要予測計算部５０がｇ２「前日需要予測値」を求め、前日自然エネルギー予測計算部５１がｇ４「前日自然エネルギー予測値」を求めて、これらの運用データを発電計画データ作成部４８に出力する。ステップＳ２０２では、発電計画データ作成部４８がｇ２「前日需要予測値」、ｇ４「前日自然エネルギー予測値」に基づいてｇ１「１日分の発電計画データ」を作成し、このデータをリアルタイムＥＤＣ算出部４９に出力する。 In step S201, the previous day demand forecast calculation unit 50 obtains g2 "previous day demand forecast value", and the previous day natural energy forecast calculation unit 51 obtains g4 "previous day natural energy forecast value". Output to unit 48 . In step S202, the power generation plan data creation unit 48 creates g1 "power generation plan data for one day" based on g2 "previous day demand forecast value" and g4 "previous day natural energy forecast value", and uses this data for real-time EDC calculation. Output to unit 49 .

ステップＳ２０３では、総需要算出部４７が、ａ１「発電設備１ごとの発電電力値」と、ｂ１「自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値」とを累積加算し、ｇ３「日ごとの発電端総需要値」の算出を行い、このデータをリアルタイムＥＤＣ算出部４９に出力する。 In step S203, the total demand calculation unit 47 cumulatively adds a1 "generated power value for each power generation facility 1" and b1 "generated power value for each natural energy power generation facility 2", g3 "daily power generation end This data is output to the real-time EDC calculator 49 .

ステップＳ２０４では、ｇ１「１日分の発電計画データ」、ｇ３「日ごとの発電端総需要値」及びステップＳ２１でＡＲ平滑部４５により周波数分解されたｆ２「平滑後ＡＲ値」に基づいて、リアルタイムＥＤＣ算出部４９が、各発電設備１に対する経済負荷配分を行い、発電設備１ごとにｇ５「リアルタイムＥＤＣ値」を算出する。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、ｇ５「リアルタイムＥＤＣ値」を各目標指令値作成部４３に出力する。 In step S204, based on g1 "power generation plan data for one day", g3 "total demand value at the power generation end for each day", and f2 "AR value after smoothing" frequency-resolved by the AR smoothing unit 45 in step S21, The real-time EDC calculator 49 performs economic load distribution for each power generation facility 1 and calculates g5 “real-time EDC value” for each power generation facility 1 . The real-time EDC calculator 49 outputs g5 “real-time EDC value” to each target command value generator 43 .

ステップＳ２３では、各目標指令値作成部４３が、ＡＲ配分部４６からｆ３「配分されたＡＲ値」を、リアルタイムＥＤＣ算出部４９からｇ５「リアルタイムＥＤＣ値」を、それぞれ入力し、これらのデータに基づいて各発電設備１に対するｄ１「目標指令値」を算出する。ステップＳ２４では、目標指令値作成部４３がｄ１「目標指令値」を伝送部４２に出力する。伝送部４２がｄ１「目標指令値」を各発電設備１に伝送する。ステップＳ２５では、各発電設備１が伝送部４２からｄ１「目標指令値」を受ける。 In step S23, each target command value creation unit 43 inputs f3 "distributed AR value" from the AR allocation unit 46 and g5 "real time EDC value" from the real-time EDC calculation unit 49, and converts these data into d1 "target command value" for each power generation facility 1 is calculated based on the above. In step S24, the target command value creation unit 43 outputs d1 “target command value” to the transmission unit 42. FIG. The transmission unit 42 transmits d1 “target command value” to each power generation facility 1 . In step S25, each power generation facility 1 receives d1 "target command value" from the transmission unit 42. FIG.

次に、ＡＲ配分部４６の発電設備１ごとのＡＲ配分値の算出について、図５を用いて説明する。図５に示すＡＲ配分部４６のコンピュータプログラムのフロー図は、図４におけるステップＳ２２の詳細である。 Next, the calculation of the AR distribution value for each power generation facility 1 by the AR distribution unit 46 will be described with reference to FIG. The flowchart of the computer program of the AR allocation unit 46 shown in FIG. 5 is the details of step S22 in FIG.

図５に示すように、ステップＳ４１では、ＡＲ配分部４６は、ＡＲ平滑部４５がｆ１「平滑前ＡＲ値」をフーリエ展開により周波数分解したｆ２「平滑後ＡＲ値」を取得する。ステップＳ４２では、ＡＲ配分部４６は、ｆ２「平滑後ＡＲ値」つまり周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）が、数１０秒～１、２分周期であるか否かを判断する。 As shown in FIG. 5, in step S41, the AR allocation unit 46 obtains f2 "post-smoothing AR value" obtained by frequency-resolving f1 "pre-smoothing AR value" by the AR smoothing unit 45 by Fourier expansion. In step S42, the AR allocator 46 determines whether the f2 "smoothed AR value", ie, the frequency-resolved regional demand power (AR value), has a period of several tens of seconds to one or two minutes.

ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、数１０秒～１、２分周期である地域要求電力（ＡＲ値）（Ｓ４２の「ＹＥＳ」）については、ステップＳ４３に移行する。ステップＳ４３において、ＡＲ配分部４６は、数１０秒～１、２分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ値）分を、高速発電機（例えば水力機）にて分担するように配分する。 Regarding the area demanded electric power (AR value) (“YES” in S42), which has a period of several tens of seconds to 1 or 2 minutes, of the “smoothed AR value” f2, the process proceeds to step S43. In step S43, the AR allocation unit 46 allocates the area demanded electric power (AR value), which is determined to have a period of several tens of seconds to one or two minutes, so that the high-speed generator (for example, hydraulic power generator) will share it. do.

ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、数１０秒～１、２分周期に該当しない地域要求電力（ＡＲ値）（Ｓ４２の「ＮＯ」）については、ステップＳ４４に移行する。ステップＳ４４では、ＡＲ配分部４６は、ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち数１０秒～１、２分周期に該当しないと判断された地域要求電力（ＡＲ値）について、１、２分～数分周期であるか否かを判断する。 Among f2 "smoothed AR value", for the area demanded electric power (AR value) that does not correspond to the period of several tens of seconds to 1 or 2 minutes ("NO" in S42), the process proceeds to step S44. In step S44, the AR distribution unit 46 determines that the regional demand power (AR value) determined not to correspond to a period of several tens of seconds to one or two minutes in the f2 “smoothed AR value” It is determined whether it is a division period.

ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、１、２分～数分周期である地域要求電力（ＡＲ値）（Ｓ４４の「ＹＥＳ」）については、ステップＳ４５に移行する。ステップＳ４５において、ＡＲ配分部４６は、１、２分～数分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ値）分を、低速発電機（例えば石炭火力機）にて分担するように配分する。 Of f2 "smoothed AR value", for the area demanded electric power (AR value) ("YES" in S44) with a cycle of 1 or 2 minutes to several minutes, the process proceeds to step S45. In step S45, the AR allocation unit 46 allocates the area demanded electric power (AR value) determined to have a cycle of 1, 2 minutes to several minutes so that the low-speed generator (eg, coal-fired power generator) will share it. do.

一方、ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、１、２分～数分周期に該当しない地域要求電力（ＡＲ値）分（Ｓ４４の「ＮＯ」）については、ステップＳ４６に移行する。ステップＳ４５において、ＡＲ配分部４６は、１、２分～数分周期に該当しないと判断された地域要求電力（ＡＲ値）分を、ＥＤＣの対象となる発電機にて分担するように配分する。 On the other hand, of the f2 "smoothed AR value", for the area demanded electric power (AR value) that does not correspond to the cycle of one or two minutes to several minutes ("NO" in S44), the process proceeds to step S46. In step S45, the AR allocating unit 46 allocates the area demanded electric power (AR value) determined not to correspond to the cycle of 1, 2 minutes to several minutes so as to be shared by the EDC target generators. .

以上のように、ＡＲ配分部４６では、変動周期成分の短い（数１０秒～１，２分周期）ものは高速機（例えば水力機）が分担し、変動周期成分の長い（１，２分～数分周期）のものは低速機（例えば、火力機）が分担し、それよりも長い変動周期成分（数分周期以上）はＥＤＣ発電機が分担するように地域要求電力（ＡＲ値）を配分する。つまり、第１の実施形態では、地域要求電力（ＡＲ値）の変動周期成分に応じてＡＲ分担量を分ける処理を行っている。 As described above, in the AR allocating unit 46, high-speed machines (for example, hydraulic machines) take charge of short fluctuation period components (several tens of seconds to 1.2 minutes), The regional demand power (AR value) is shared by the low-speed machine (for example, thermal power machine) for those with a period of up to several minutes, and the EDC generator shares the longer fluctuation period component (more than several minutes). Allocate. In other words, in the first embodiment, processing is performed to divide the AR allocation amount according to the fluctuation cycle component of the regional demand power (AR value).

＜ＬＦＣ＞
第１の実施形態におけるＬＦＣについて説明する。ＬＦＣにより地域要求電力（ＡＲ値）の配分を行う場合、図１、図４、図５に示したように、周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）により地域要求電力（ＡＲ値）を算出して、地域要求電力（ＡＲ値）を平滑化する。その後、ＬＦＣの対象となる発電設備１に対して、地域要求電力（ＡＲ値）を配分する。 <LFC>
The LFC in the first embodiment will be explained. When distributing the regional demand power (AR value) by LFC, as shown in FIGS. 1, 4 and 5, the regional demand power ( AR value) is calculated to smooth the regional demand power (AR value). After that, the regional demand power (AR value) is distributed to the power generation equipment 1 that is the target of the LFC.

本実施形態のＬＦＣの制御方式としては、周波数バイアス連系線電力制御方式（以下、ＴＢＣと呼ぶ）を採用する。ＴＢＣとは、周波数変化量（ΔＦ）と連系線における潮流電力の変化量（ΔＰＴ）とを検出し、地域要求電力（ＡＲ）を算出して、地域要求電力（ＡＲ値）に応じて発電設備１の出力を制御する制御方式である。 A frequency bias interconnection line power control system (hereinafter referred to as TBC) is adopted as a control system for the LFC of this embodiment. TBC detects the amount of frequency change (ΔF) and the amount of change in tidal power (ΔPT) in the interconnection line, calculates the regional power demand (AR), and generates power according to the regional demand power (AR value) This is a control method for controlling the output of the equipment 1.

なお、ＬＦＣの制御方式としては、次のような方式も知られている。
（ａ）定周波数制御（ＦＦＣ）：周波数変化量（ΔＦ）を検出して、ΔＦを少なくするように発電設備１の出力を調整し、系統の周波数のみを規定値に保つように制御する制御方式。 The following method is also known as an LFC control method.
(a) Constant frequency control (FFC): A control that detects the amount of frequency change (ΔF), adjusts the output of the power generation equipment 1 so as to reduce ΔF, and controls only the frequency of the system to keep it at a specified value. method.

（ｂ）定連系電力制御（ＦＴＣ）：連系線における潮流電力の変化量（ΔＰＴ）を検出して、ΔＰＴを少なくするように発電設備１の出力を調整し、連系線における潮流電力のみを規定値に保つように制御する制御方式。 (b) Constant interconnection power control (FTC): Detects the amount of change in tidal power (ΔPT) in the interconnection line, adjusts the output of the power generation equipment 1 so as to reduce ΔPT, and controls the tidal power in the interconnection line A control method that controls to keep only the specified value.

また、ＬＦＣにて、ＡＲ配分部４６が地域要求電力（ＡＲ値）を配分する際、これまでは発電設備１の出力変化速度比あるいは出力余裕比等にて配分していた。しかし今後は、一般送配電業者が需給調整市場により需給調整力を確保することから、市場参加者に対する系統運用者の中立性の立場により、メリットオーダーによる需給調整を行うことが要請される。 Also, in the LFC, when the AR distribution unit 46 distributes the regional demand power (AR value), it has hitherto been distributed according to the output change speed ratio or the output margin ratio of the power generation equipment 1 . However, in the future, since general transmission and distribution companies will secure supply and demand adjustment capacity through the supply and demand adjustment market, it will be necessary to adjust supply and demand based on a merit order from the neutral standpoint of grid operators with respect to market participants.

そこで第１の実施形態では、ＬＦＣを行う場合に、まず自エリアにおけるＬＦＣ相当のエリアインバランス量の決定を行い、その後、ＡＲ配分部４６は、発電設備１のメリットオーダーにより地域要求電力（ＡＲ値）を配分する。図６は、ＬＦＣにおいて発電設備１のメリットオーダーによる配分方式を示すフローチャートである。 Therefore, in the first embodiment, when LFC is performed, first, the area imbalance amount corresponding to LFC in the own area is determined, and then the AR distribution unit 46 determines the area demand power (AR value). FIG. 6 is a flow chart showing a method of allocating the power generation equipment 1 according to the merit order in the LFC.

図６に示すように、ＡＲ配分部４６は、ＬＦＣ周期（例えば、１０秒周期）分のエリアインバランス量を決定した後(ステップＳ５１)、メリットオーダーリストの作成を行う(ステップＳ５２)。その後、全ての地域要求電力（ＡＲ値）を配分するまで、各発電設備１におけるＬＦＣ周期の出力変化速度制約と上下限制約を考慮した上で、メリットオーダーリストに従って地域要求電力（ＡＲ値）を配分する(ステップＳ５３～５６)。ＡＲ配分部４６が全ての地域要求電力（ＡＲ値）の配分を完了すると(ステップＳ５３のＹｅｓ)、目標指令値作成部４３は、地域要求電力（ＡＲ値）の配分結果であるｆ３「ＡＲ配分値」を含むｄ１「目標指令値」を、各発電設備１へ送出する(ステップＳ５７)。 As shown in FIG. 6, the AR allocation unit 46 determines the area imbalance amount for the LFC period (for example, 10-second period) (step S51), and then creates a merit order list (step S52). After that, until all the regionally requested power (AR value) is distributed, the regionally requested power (AR value) is distributed according to the merit order list after considering the output change speed constraint and the upper and lower limit constraints of the LFC cycle in each power generation facility 1. Allocate (steps S53 to 56). When the AR distribution unit 46 completes the distribution of all the regionally requested electric power (AR value) (Yes in step S53), the target command value creation unit 43 generates the distribution result of the regionally requested electric power (AR value) f3 "AR distribution d1 'target command value' including 'value' is sent to each power generation facility 1 (step S57).

＜ＥＤＣ＞
第１の実施形態においてＥＤＣを行う場合に、図１、図４に示したように、発電計画データ作成部４８からのｇ１「１日分の発電計画データ」と、総需要算出部４７からのｇ３「日ごとの発電端総需要値」と、ＡＲ平滑部４５からのｆ２「平滑後ＡＲ値」とを、リアルタイムＥＤＣ算出部４９が取り込む。リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、発電設備１ごとにｇ５「リアルタイムＥＤＣ値」を算出する。 <EDC>
When EDC is performed in the first embodiment, as shown in FIG. 1 and FIG. The real-time EDC calculator 49 takes in the g3 “total demand value at the power generation end for each day” and the f2 “smoothed AR value” from the AR smoothing unit 45 . The real-time EDC calculator 49 calculates g5 “real-time EDC value” for each power generation facility 1 .

リアルタイムＥＤＣ算出部４９がＥＤＣにおけるエリアインバランス量を各発電設備１に配分する場合、従来では最もコストとなるように、すなわち燃料費が少なくなるように、発電設備１の出力を決定していた。しかし今後は、先のＬＦＣによるＡＲ配分と同様、ＥＤＣにおいても需給調整市場から需給調整力を確保することが求められる。 When the real-time EDC calculation unit 49 distributes the area imbalance amount in the EDC to each power generation facility 1, conventionally, the output of the power generation facility 1 is determined so as to minimize the cost, that is, to reduce the fuel cost. . However, in the future, as with the AR allocation by the LFC, EDC will be required to secure supply and demand adjustment capacity from the supply and demand adjustment market.

そこで、本実施形態では、リアルタイムＥＤＣ算出部４９が発電設備１のメリットオーダーにより、自エリアにおけるＥＤＣ対象のエリアインバランス量を配分する。ＥＤＣにおけるエリアインバランス量の配分処理について、図７のフローチャートに従って、説明する。 Therefore, in the present embodiment, the real-time EDC calculator 49 distributes the area imbalance amount for EDC in its own area according to the merit order of the power generation equipment 1 . Allocation processing of the amount of area imbalance in EDC will be described according to the flowchart of FIG.

将来の需給調整市場では、一般的なＥＤＣ周期である「５分」ではなく、３０分単位での取引が想定されている。従って、本実施形態では、３０分間のエリアインバランス量を、例えば５分周期におけるエリアインバランス量に均等分割する。すなわち、本実施形態では、３０分のエリアインバランス量を６回に分けて、「５分」分のエリアインバランス量を配分する。 In the future supply and demand adjustment market, transactions are assumed to occur in units of 30 minutes instead of the general EDC cycle of 5 minutes. Therefore, in the present embodiment, the area imbalance amount for 30 minutes is equally divided into, for example, area imbalance amounts in a 5-minute cycle. That is, in the present embodiment, the area imbalance amount for 30 minutes is divided into 6 times, and the area imbalance amount for "5 minutes" is distributed.

図７に示すように、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、ＥＤＣ周期（例えば５分周期）のエリアインバランス量を決定する(ステップＳ６１)。続いて、メリットオーダーリストの作成を行う(ステップＳ６２)。その後、全てのエリアインバランス量を配分するまで、各発電設備１におけるＥＤＣ周期の出力変化速度制約と上下限制約を考慮した上で、メリットオーダーリストに従ってエリアインバランス量を配分する(ステップＳ６３～６６)。 As shown in FIG. 7, the real-time EDC calculator 49 determines an area imbalance amount for an EDC cycle (for example, a 5-minute cycle) (step S61). Subsequently, a merit order list is created (step S62). After that, until all the area imbalance amounts are distributed, the area imbalance amounts are distributed according to the merit order list after considering the output change speed constraint and the upper and lower limits of the EDC cycle in each power generation equipment 1 (steps S63 to 66).

リアルタイムＥＤＣ算出部４９が全てのエリアインバランス量の配分を完了すると(ステップＳ６３のＹｅｓ)、目標指令値作成部４３は、ｄ１「目標指令値」を各発電設備１へ送出する(ステッ６７)。ｄ１「目標指令値」は、エリアインバランス量の配分結果としてｇ５「リアルタイムＥＤＣ値」を含む。 When the real-time EDC calculator 49 completes distribution of all area imbalance amounts (Yes in step S63), the target command value generator 43 sends d1 "target command value" to each power generation facility 1 (step 67). . d1 "target command value" includes g5 "real-time EDC value" as the distribution result of the area imbalance amount.

本実施形態では、以上のようにしてＬＦＣによる地域要求電力（ＡＲ値）の配分、ならびに、ＥＤＣによるエリアインバランス量の配分を、発電設備１のメリットオーダーにより行う。つまり、本実施形態では、ＬＦＣだけではなくＥＤＣも踏まえた上でメリットオーダーによる需給調整を行う。 In the present embodiment, the distribution of the area demand power (AR value) by LFC and the distribution of the area imbalance amount by EDC are performed according to the merit order of the power generation equipment 1 as described above. In other words, in the present embodiment, supply and demand adjustment is performed by merit order based on not only LFC but also EDC.

＜調整力の細分化＞
さらに今後の需給調整市場では、制御区分毎に、商品区分となる「調整力」が、より細分化されると考えられる。例えば、今後の需給調整市場として、図８に示すように、制御区分毎に、「一次調整力」「二次調整力」「三次調整力」（上げ・下げ別）が、合計１０区分の商品区分となることが想定されている。そのため、ＬＦＣ及びＥＤＣの内部でも更に調整力を配分することが求められる。以下、本実施形態のＬＦＣ及びＥＤＣにおける調整力の細分化への対応について説明する。 <Segmentation of adjustment power>
Furthermore, in the supply and demand adjustment market in the future, it is thought that the "adjustment capacity", which is a product category, will be further subdivided for each control category. For example, as a future supply and demand adjustment market, as shown in Fig. 8, for each control category, there are a total of 10 categories of products with "primary control capacity", "secondary control capacity", and "tertiary control capacity" (both for raising and lowering). It is assumed that there will be a distinction Therefore, it is required to distribute more coordination power inside the LFC and EDC as well. In the following, a description will be given of how the LFC and EDC of this embodiment deal with the segmentation of the adjustment force.

＜ＬＦＣにおける調整力の細分化＞
図８に示したように、ＬＦＣには、一次調整力（ＧＦ相当枠）と、一・二次調整力（ＧＦ/ＬＦＣ）という２つの調整力と、それぞれの調整力の上げ・下げで考えて、４つの商品区分が存在する。先に記したように、ＬＦＣでは、地域要求電力（ＡＲ値）を各発電設備１に配分することで調整力を分担している。 <Segmentation of adjustment power in LFC>
As shown in Fig. 8, the LFC has two control powers, the primary control power (GF equivalent frame) and the primary and secondary control power (GF/LFC), and the raising and lowering of each control power. Therefore, there are four product categories. As described above, in the LFC, by allocating the regional demand power (AR value) to each power generation facility 1, the adjustment power is shared.

第１の実施形態のＡＲ配分部４６では、地域要求電力（ＡＲ値）の周波数分解を行い、発電設備１の運転能力に応じて地域要求電力（ＡＲ値）を配分することで、細分化した調整力に対応する。図９及び図１０に、地域要求電力（ＡＲ値）を配分するＡＲ配分部４６のブロック図を示す。 The AR distribution unit 46 of the first embodiment performs frequency decomposition of the regional power demand (AR value), and distributes the regional power demand (AR value) according to the operating capability of the power generation equipment 1, thereby subdividing Corresponds to adjustability. 9 and 10 show block diagrams of the AR allocator 46 that allocates the regionally requested power (AR value).

図９に示すＡＲ配分部４６では、地域要求電力（ＡＲ値）の変動周期が長いものから順に、つまり発動までの応動時間が遅い発電設備１から順に、自エリアにおける地域要求電力(ＡＲ値)を配分する。図１０に示すＡＲ配分部４６では、図９で示した場合とは逆に、地域要求電力（ＡＲ値）の変動周期が短いものから順に、つまり発動までの応答時間が速い発電設備１から順に、自エリアにおける地域要求電力(ＡＲ値)を配分する。 In the AR allocation unit 46 shown in FIG. 9, the regional requested power (AR value) in its own area is arranged in order from the one with the longest fluctuation period of the regional requested power (AR value), that is, from the power generation equipment 1 with the slow response time until activation. Allocate In the AR distribution unit 46 shown in FIG. 10, contrary to the case shown in FIG. 9, the power generation equipment 1 is arranged in order from the one with the shortest variation period of the regional demand power (AR value), that is, from the power generation equipment 1 with the shortest response time to activation. , distributes the regional demand power (AR value) in its own area.

図９及び図１０に示したローパスフィルタ又はハイパスフィルタは、図８で示したす商品区分毎の「発動までの応動時間」に応じて設定されており、一次調整力、二次調整力、二次調整力(2)の各調整力を配分するように構成されている。図９及び図１０内の吹き出しで示したように、ＡＲ０は「二次調整力(2)」、ＡＲ１は「二次調整力」、ＡＲ３は「一次調整力」となる。 The low-pass filters or high-pass filters shown in FIGS. 9 and 10 are set according to the "response time until activation" for each product category shown in FIG. It is configured to distribute each adjustment force of the next adjustment force (2). As indicated by balloons in FIGS. 9 and 10, AR0 is the "secondary adjusting force (2)", AR1 is the "secondary adjusting force", and AR3 is the "primary adjusting force".

なお、「二次調整力(2)」に関しては、本来は図６でのＥＤＣ機能による分担と考えられる。図９及び図１０において「ＥＤＣで分担」の部分がｆ２「平滑後ＡＲ値」である。時々刻々変動する地域要求電力（ＡＲ値）において、図８で示す「二次調整力(2)」は、「発動までの応動時間」が５分以内と定められている。 It should be noted that the "secondary control power (2)" is originally considered to be shared by the EDC function in FIG. In FIG. 9 and FIG. 10, the part of "Shared by EDC" is f2 "AR value after smoothing". In the regional demand power (AR value) that fluctuates from moment to moment, the "secondary control power (2)" shown in FIG.

そのため、図９による長周期成分から順に地域要求電力（ＡＲ値）を配分する場合に、地域要求電力（ＡＲ値）において長周期成分が現れるのであれば、「二次調整力(2)」にて分担する。従って、図９に示したＡＲ配分部４６によれば、地域要求電力（ＡＲ値）を余らせること無く、発電設備１にて地域要求電力（ＡＲ値）を全て分担することができ、十分な需給制御性能を保つことが可能となる。 Therefore, when distributing the regional demand power (AR value) in order from the long-period component shown in FIG. share. Therefore, according to the AR distribution unit 46 shown in FIG. 9, the power generation equipment 1 can share all of the regionally requested electric power (AR value) without leaving the regionally requested electric power (AR value) left over, and sufficient It becomes possible to maintain the demand and supply control performance.

また、図１０による短周期成分から順に配分する場合も同様であり、最終的に残った周期成分（ＡＲ０）を「二次調整力(2)」で分担する。これにより、図１０に示したＡＲ配分部４６でも、に地域要求電力（ＡＲ値）を余らせること無く、発電設備１にて地域要求電力（ＡＲ値）を全て分担することができ、十分な需給制御性能を保つことが可能となる。 The same applies to the case of distributing in order from the short period component as shown in FIG. 10, and the finally remaining period component (AR0) is shared by the "secondary adjustment force (2)". As a result, even in the AR distribution unit 46 shown in FIG. 10, the power generation equipment 1 can share all of the regionally requested power (AR value) without leaving the regionally requested power (AR value), and sufficient It becomes possible to maintain the demand and supply control performance.

＜ＥＤＣにおける調整力の細分化＞
図８に示すように、ＥＤＣには、二次調整力(2)「ＥＤＣ－Ｈ」と、三次調整力(1)「ＥＤＣ－Ｌ」という２つの調整力と、それぞれの調整力の上げ・下げで考えて、４つの商品区分が存在する。つまり、ＥＤＣでは、二次調整力(2)と三次調整力(1)という２種類の調整力が存在することになる。そのため、ＥＤＣ相当のエリアインバランス量は２種類のエリアインバランス量に配分する必要がある。 <Segmentation of adjustment power in EDC>
As shown in Figure 8, the EDC has two control forces, the secondary control force (2) "EDC-H" and the tertiary control force (1) "EDC-L". Looking down, there are four product categories. In other words, in EDC, there are two types of control forces, the secondary control force (2) and the tertiary control force (1). Therefore, it is necessary to distribute the area imbalance amount corresponding to EDC to two types of area imbalance amounts.

本実施形態では、図１１のフローチャートに示すように、リアルタイムＥＤＣ算出部４９は、ＥＤＣ周期（例えば５分周期）のエリアインバランス量を決定し(ステップＳ７１)、発電設備の運転能力、例えば出力変化速度や予備力などに応じて、二次調整力(2)と三次調整力(1)とにエリアインバランス量を分配する(ステップＳ７２)。 In this embodiment, as shown in the flowchart of FIG. 11, the real-time EDC calculator 49 determines the area imbalance amount in the EDC cycle (eg, 5-minute cycle) (step S71), The area imbalance amount is distributed between the secondary controllability (2) and the tertiary controllability (1) according to the rate of change, reserve power, and the like (step S72).

続いて、二次調整力(2)のメリットオーダーリストと、三次調整力(1)のメリットオーダーリストとをそれぞれ作成して(ステップＳ７３、７４)、各メリットオーダーに基づいて二次調整力(2)及び三次調整力(1)を配分する(ステップＳ７５、７６)。ステップＳ９７では、目標指令値作成部４３が、ｄ１「目標指令値」を各発電設備１へ送出する(ステップＳ７７)。 Subsequently, a merit order list of the secondary reserve capacity (2) and a merit order list of the tertiary reserve capacity (1) are created (steps S73, 74), and based on each merit order, the secondary reserve capacity ( 2) and distribute the tertiary adjusting force (1) (steps S75, 76). In step S97, the target command value creation unit 43 sends d1 "target command value" to each power generation facility 1 (step S77).

［効果］
（１）第１の実施形態によれば、ＡＲ配分部４６が自エリアにおける地域要求電力(ＡＲ値)を発電設備１のメリットオーダーによって配分し、リアルタイムＥＤＣ算出部４９も発電設備１のメリットオーダーに基づいて自エリアにおけるＥＤＣ対象のインバランス量を配分する。 [effect]
(1) According to the first embodiment, the AR distribution unit 46 distributes the regional demand power (AR value) in its own area according to the merit order of the power generation equipment 1, and the real-time EDC calculation unit 49 also distributes the power generation equipment 1 according to the merit order Distribute the EDC target imbalance amount in the own area based on.

このような本実施形態では、将来の需給調整市場により需給調整力を確保する場合に、ＬＦＣだけではなく、ＥＤＣも踏まえた上で、メリットオーダーによる需給調整を行うことができる。従って、本実施形態では、系統運用者の中立性の立場を堅持しつつ、需給調整市場から調整力を調達することが可能となる。これにより、調整力調達時の公平性及び透明性を確保することができる。 In this embodiment, when securing supply and demand adjustment capability in the future supply and demand adjustment market, supply and demand adjustment can be performed by merit order based on not only LFC but also EDC. Therefore, in the present embodiment, it is possible to procure balancing power from the supply and demand balancing market while maintaining the neutrality of system operators. This makes it possible to ensure fairness and transparency when procuring controllability.

（２）第１の実施形態のＡＲ配分部４６では、発動までの応動時間が遅い発電設備１から順に、あるいは発動までの応動時間が速い発電設備１から順に、自エリアにおける地域要求電力(ＡＲ値)を配分する。すなわち、発電設備１の運転能力に応じて地域要求電力（ＡＲ値）を配分することにより、ＬＦＣにおける調整力が細分化した場合に、確実に対応することができる。 (2) In the AR allocation unit 46 of the first embodiment, the power generation equipment 1 that has the slowest response time to activation or the power generation equipment 1 that has the fastest response time to activation is ordered in order of the regional power demand (AR value). That is, by distributing the regional demand power (AR value) according to the operating capacity of the power generation equipment 1, it is possible to reliably cope with the fragmentation of the adjustment capacity in the LFC.

（３）リアルタイムＥＤＣ算出部４９もまた、発電設備１の運転能力に応じてエリアインバランス量を配分する。そのため、ＥＤＣにおける調整力が細分化しても、これに確実に対応することができる。従って、第１の実施形態によれば、調整力が細分化された需給調整市場から調整力を調達する場合であっても、需給制御性能を悪化させることなく、需給運用を行うことができる。 (3) The real-time EDC calculator 49 also distributes the area imbalance amount according to the operating capability of the power generation equipment 1 . Therefore, even if the adjustment power in the EDC is subdivided, it can be dealt with reliably. Therefore, according to the first embodiment, it is possible to perform supply and demand management without deteriorating the supply and demand control performance even when the supply and demand adjustment market in which the supply and demand adjustment capacity is subdivided is procured.

（第１の実施形態の変形例）
ところで、ＬＦＣでは制御周期が短く、数分以下、例えば１０秒周期である。そのため、制御周期が数分以上となるＥＤＣと比べて、コスト見合いの調整が困難となるおそれがある。従って、ＬＦＣでは、メリットオーダーによる需給調整に際して十分な需給制御性能を確保できない可能性がある。 (Modification of the first embodiment)
By the way, the LFC has a short control cycle, which is several minutes or less, for example, 10 seconds. Therefore, compared with EDC whose control cycle is several minutes or longer, it may be difficult to adjust the cost. Therefore, the LFC may not be able to ensure sufficient demand-supply control performance in demand-supply adjustment based on the merit order.

そこで第１の実施形態の変形例では、自エリアにおけるＬＦＣ相当の地域要求電力（ＡＲ値）の決定後、メリットオーダーによる配分方式とは別に、以下の２つのパターンの配分方式によって地域要求電力（ＡＲ値）を配分するようにしてもよい。 Therefore, in the modified example of the first embodiment, after determining the LFC-equivalent regional power demand (AR value) in its own area, in addition to the merit order-based distribution method, the following two pattern distribution methods are applied to the regional power demand ( AR value) may be distributed.

(出力変化速度の大きい順にＡＲ配分)
１つは発電設備１の出力変化速度の大きい順に、ＡＲ配分部４６が地域要求電力（ＡＲ値）を配分する方式である。図１２に示すように、ＡＲ配分部４６は、ＬＦＣの制御周期（ＬＦＣ周期とも呼ぶ。例えば、１０秒周期）分の地域要求電力（ＡＲ値）を決定した後(ステップＳ８１)、出力変化速度リストの作成を行う(ステップＳ８２)。 (AR distribution in descending order of output change speed)
One is a system in which the AR distribution unit 46 distributes the regional demand power (AR value) in descending order of the output change rate of the power generation equipment 1 . As shown in FIG. 12 , the AR allocation unit 46 determines the area demanded power (AR value) for the LFC control period (also referred to as the LFC period, for example, a 10-second period) (step S81). A list is created (step S82).

その後、全ての地域要求電力（ＡＲ値）を配分するまで、各発電設備１におけるＬＦＣ周期の出力変化速度制約と上下限制約を考慮した上で、ＡＲ配分部４６は出力変化速度リストに従って地域要求電力（ＡＲ値）を配分する(ステップＳ８３～８６)。ＡＲ配分部４６が全ての地域要求電力（ＡＲ値）の配分を完了すると(ステップＳ８３のＹｅｓ)、目標指令値作成部４３は、地域要求電力（ＡＲ値）の配分結果としてｆ３「ＡＲ配分値」を含むｄ１「目標指令値」を、各発電設備１へ送出する(ステップＳ８７)。 After that, until all the regional requested power (AR value) is distributed, after considering the output change speed constraint and the upper and lower limits of the LFC cycle in each power generation equipment 1, the AR distribution unit 46 follows the output change speed list. Power (AR value) is distributed (steps S83-86). When the AR distribution unit 46 completes the distribution of all the regionally requested electric power (AR value) (Yes in step S83), the target command value generating unit 43 obtains f3 "AR distribution value to each power generation equipment 1 (step S87).

(出力変化速度比に応じてＡＲ配分)
もう１つは、発電設備１の出力変化速度比に応じて、ＡＲ配分部４６が地域要求電力（ＡＲ値）を配分する方式である。図１３に示すように、ＡＲ配分部４６は、ＬＦＣ周期（例えば、１０秒周期）分の地域要求電力（ＡＲ値）を決定した後(ステップＳ９１)、地域要求電力（ＡＲ値）の配分を行う全ての発電設備１の出力変化速度の合計値を算出する(ステップＳ９２)。 (AR allocation according to output change speed ratio)
The other is a method in which the AR distribution unit 46 distributes the regional demand power (AR value) according to the output change speed ratio of the power generation equipment 1 . As shown in FIG. 13, after determining the regionally requested power (AR value) for the LFC cycle (for example, a 10-second cycle) (step S91), the AR allocation unit 46 distributes the regionally requested power (AR value). A total value of the output change speeds of all the power generation equipment 1 is calculated (step S92).

そして、ＡＲ配分部４６は、出力変化速度比に応じて地域要求電力（ＡＲ値）を配分する(ステップＳ９３)。その際、ＡＲ配分部４６は、各発電設備１にＬＦＣ周期の出力変化速度制約と上下限制約を考慮しつつ、全ての地域要求電力（ＡＲ値）を配分する(ステップＳ９４～９６)。ＡＲ配分部４６が全ての地域要求電力（ＡＲ値）の配分を完了すると、目標指令値作成部４３は、地域要求電力（ＡＲ値）量の配分結果としてｆ３「ＡＲ配分値」を含むｄ１「目標指令値」を、各発電設備１へ送出する(ステップＳ９７)。 Then, the AR distribution unit 46 distributes the regionally requested electric power (AR value) according to the output change speed ratio (step S93). At that time, the AR distribution unit 46 distributes all the regionally requested electric power (AR value) to each power generation equipment 1 while considering the output change speed constraint and the upper/lower limit constraint of the LFC cycle (steps S94 to S96). When the AR distribution unit 46 completes the distribution of all the regionally requested power (AR values), the target command value generating unit 43 generates d1 " target command value” is sent to each power generation facility 1 (step S97).

地域要求電力（ＡＲ値）配分に関しては基本的には、前記図９（図１０でも同様）にて地域要求電力（ＡＲ値）を周波数分解し、ＡＲ１で得られたものと、ＡＲ２で得られたものとを、上記の図６、図１２、図１３のフローに従って配分する。なお、図６のＳ５１、図１２のＳ８１及び図１３のＳ９１では、「ＬＦＣ周期（１０秒）分の地域要求電力（ＡＲ値）の決定」と記載しているが、図９（図１０でも同様）では図８に示した「ＬＦＣ機能」の一次調整力と、二次調整力に分解する処理のことである。 Regarding the distribution of the regionally requested power (AR value), basically, the regionally requested power (AR value) is frequency-decomposed in FIG. are distributed according to the flow shown in FIGS. 6, 12, and 13 above. In S51 of FIG. 6, S81 of FIG. 12 and S91 of FIG. ) refers to the process of decomposing the "LFC function" shown in FIG. 8 into primary and secondary control forces.

以上のような実施形態によれば、発電機の出力変化速度の大きい順に、あるいは発電機の出力変化速度比に応じて、周波数分解した地域要求電力(ＡＲ値)を、スムーズに配分することができる。これらの実施形態では、ＥＤＣにてメリットオーダーにより需給調整を行い調整力調達時の公平性及び透明性を確保し、且つ、より優れた需給制御性能を確保することが可能である。 According to the above-described embodiment, it is possible to smoothly distribute the frequency-resolved regional demand power (AR value) in descending order of the output change speed of the generator or according to the output change speed ratio of the generator. can. In these embodiments, it is possible to ensure fairness and transparency at the time of procuring adjustment capacity by adjusting supply and demand in the EDC according to merit order, and to ensure better supply and demand control performance.

（第２の実施形態）
以下、本発明に係る第２の実施形態について、図１４～図１５を参照して具体的に説明する。上記第１の実施形態では、旧一般電気事業者が自社の発電設備を用いて行ってきたアンシラリーサービスを一般送配電事業者が運用することを想定している。これは、現在の電力会社が自社のエリア内に対して電力供給を行うものである。 (Second embodiment)
A second embodiment according to the present invention will be specifically described below with reference to FIGS. 14 and 15. FIG. In the first embodiment described above, it is assumed that a general power transmission and distribution business operator operates an ancillary service that was provided by a former general electric utility company using its own power generation equipment. This is what the current power company supplies power to within its own area.

しかし将来は、自社のエリア内に対して電力供給を行うだけではなく、調整力の広域的な確保としてエリア間と連系した電力供給も考えられる。そこで、第２の実施形態は、広域需給による需給調整市場に対応したＬＦＣ及びＥＤＣによる電力需給制御システムとする。 However, in the future, it is conceivable not only to supply power within the company's own area, but also to supply power that is interconnected with other areas in order to ensure wide-area controllability. Therefore, the second embodiment is an electric power supply and demand control system using LFC and EDC that corresponds to the supply and demand adjustment market based on wide area supply and demand.

図１４及び図１５に示すように、２エリアや２エリア以上での連系による電力供給を考える場合、各エリアの調整量を合計した調整力（他社エリアと調整力を共有）による電力供給が可能となり、必要量の低減効果が見込まれる。基本的には複数エリアであっても、第１の実施形態の電力供給を行うことができる。 As shown in FIGS. 14 and 15, when considering power supply by interconnection in two areas or two or more areas, the power supply is based on the adjustment power (shared adjustment power with areas of other companies) that is the total adjustment amount of each area. This is expected to reduce the required amount. Basically, the power supply of the first embodiment can be performed even in a plurality of areas.

ただし、広域需給による需給調整市場に対応しようとすると、他社エリアから調達した調整力や、共有した調整力を利用可能とするため、必要な連系線の確保が不可欠となる。そのため、状況によっては、複数のエリア間を跨いだ融通ができないことも想定される。 However, when trying to respond to the supply and demand adjustment market based on wide-area supply and demand, it is essential to secure the necessary interconnection lines in order to be able to use the adjustment capacity procured from other companies' areas and the shared adjustment capacity. Therefore, depending on the situation, it is assumed that accommodation across multiple areas may not be possible.

そのような状況を鑑みて、仮に、図１４及び図１５に示したような、複数エリアにおけるＬＦＣにて地域要求電力(ＡＲ値)を考える場合には、先に示したＴＢＣ方式に基づいた連系線潮流を考えることは無く、ＦＦＣ方式にて行うこととなる。その場合、地域要求電力(ＡＲ値)は(２)式にて算出する。 In view of such a situation, when considering the area demand power (AR value) in LFC in multiple areas as shown in FIGS. The FFC method will be used without considering the system power flow. In that case, the area demand power (AR value) is calculated by the formula (2).

ＡＲ値＝－Ｋ・ΔＦ ・・・（２）
ＡＲ値：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］（エリア全体）
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
このように、（２）式にてエリア全体の地域要求電力(ＡＲ値)を算出し、エリア全体で地域要求電力(ＡＲ値)を配分することとなる。 AR value = -K ΔF (2)
AR value: Area demand power [MW]
K: System constant [MW/Hz] (whole area)
ΔF: frequency deviation [Hz]
In this way, the regional power demand (AR value) for the entire area is calculated using equation (2), and the regional power demand (AR value) is distributed over the entire area.

［構成と作用］
そこで、第２の実施形態は、図１４及び図１５に示した広域ＩＳＯにおいて、複数エリアにおける地域要求電力(ＡＲ値)を、エリア間で跨いで融通が可能か否かを判定する判定部５２が配置されている。また、ＡＲ配分部４６では、判定部５２の判定結果を受けて地域要求電力(ＡＲ値)を配分するようになっている。 [Structure and action]
Therefore, in the second embodiment, in the wide-area ISO shown in FIGS. are placed. Also, the AR allocation unit 46 receives the determination result of the determination unit 52 and allocates the regionally requested electric power (AR value).

図１６は、第２の実施形態におけるＡＲ配分処理を示すフローチャートである。図１６に示すように、エリア全体に地域要求電力(ＡＲ値)を配分する場合(ステップＳ１０１)、エリア間を跨いだ融通が可能であるかをチェックし(ステップＳ１０２)、可能であれば(ステップＳ１０２のＹｅｓ)、通常の地域要求電力(ＡＲ値)の配分を行う(ステップＳ１０３)。一方、エリア間を跨いだ融通が不可であれば(ステップＳ１０２のＮｏ)、個々のエリアＡ～Ｄに区分けして地域要求電力(ＡＲ値)を算出し(ステップＳ１０４)、個々のエリアＡ～Ｄ内で地域要求電力(ＡＲ値)を配分する(ステップＳ１０５)。 FIG. 16 is a flowchart showing AR allocation processing in the second embodiment. As shown in FIG. 16, when distributing the regional power demand (AR value) to the entire area (step S101), it is checked whether inter-area interchange is possible (step S102), and if possible ( Yes at step S102), the normal regional demand power (AR value) is distributed (step S103). On the other hand, if inter-area accommodation is not possible (No in step S102), the area demand power (AR value) is calculated by dividing into individual areas A to D (step S104). The area demand power (AR value) is distributed within D (step S105).

また、ＥＤＣにおけるエリアインバランス量の配分も同様に考えることができる。第２の実施形態では、全てのエリアを対象としたＥＤＣのインバランス量を各発電設備１に配分するようになっている。また、第２の実施形態は、判定部５２において、複数エリアにおけるＥＤＣのインバランス量を、エリア間で跨いで融通が可能か否かを判定するようになっている。リアルタイムＥＤＣ算出部４９では、判定部５２の判定結果を受けてＥＤＣのインバランス量を配分する。 Also, distribution of the area imbalance amount in EDC can be similarly considered. In the second embodiment, the EDC imbalance amount for all areas is distributed to each power generation facility 1 . In the second embodiment, the determination unit 52 determines whether or not the EDC imbalance amounts in a plurality of areas can be accommodated across the areas. The real-time EDC calculator 49 receives the determination result of the determination unit 52 and distributes the EDC imbalance amount.

図１７は、第２の実施形態におけるインバランス量処理を示すフローチャートである。図１７に示すように、全エリアにて全てのインバランス量を配分する場合(ステップＳ１１１)、エリア間の電力融通が可能であるかをチェックし(ステップＳ１１２)、可能であれば(ステップＳ１１２のＹｅｓ)、通常のインバランス量の配分方式を採用し(ステップＳ１１３)、全エリアのインバランス量を配分する。また、エリア間の電力融通が不可であれば(ステップＳ１１２のＮｏ)、個々のエリアＡ～Ｄに区分けしてエリアインバランス量を算出し(ステップＳ１１４)、個々のエリアＡ～Ｄ内でエリアインバランス量を配分する(ステップＳ１１５)。 FIG. 17 is a flowchart showing imbalance amount processing in the second embodiment. As shown in FIG. 17, when distributing all imbalance amounts in all areas (step S111), it is checked whether power interchange between areas is possible (step S112), and if possible (step S112 Yes), the normal imbalance amount distribution method is adopted (step S113), and the imbalance amount is distributed to all areas. If inter-area power interchange is not possible (No in step S112), the area imbalance amount is calculated by dividing into individual areas A to D (step S114). The imbalance amount is distributed (step S115).

［効果］
第２の実施形態によれば、エリア間を跨いだ融通を行う際に、実際に融通量をチェックしながら地域要求電力(ＡＲ値)の配分、全エリアのインバランス量の配分が可能となり、ＬＦＣ及びＥＤＣとしての制御性能がより向上する。 [effect]
According to the second embodiment, when inter-area interchange is performed, it is possible to distribute the regional demand power (AR value) and distribute the imbalance amount of all areas while actually checking the amount of interchange, Control performance as LFC and EDC is further improved.

（他の実施形態）
以上、変形例を含めた実施形態を説明したが、これらの実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。これらの実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。以下は、その一例である。 (Other embodiments)
Although embodiments including modifications have been described above, these embodiments are presented as examples and are not intended to limit the scope of the invention. These embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, replacements, and modifications can be made without departing from the scope of the invention. These embodiments and their modifications are included in the scope and spirit of the invention, as well as the scope of the invention described in the claims and equivalents thereof. Below is an example.

例えば、自然エネルギー発電設備２は、太陽光発電装置としたがこれに限られない。自然エネルギー発電設備２は、風力発電、海流発電、地熱発電でもよい。入力部４１は、受信回路としたがこれに限られない。入力部４１は、メモリポートやキーボードによる入力装置でもよい。上記実施形態では、発電設備１ａは水力機等の高速機、発電設備１ｂは石油火力機としたが、発電設備１ａ～１ｎの種類はこれに限られない。また、発電設備１ａ～１ｎは任意の数量であってよい。 For example, the natural energy power generation equipment 2 is a photovoltaic power generation device, but is not limited to this. The natural energy power generation facility 2 may be wind power generation, ocean current power generation, or geothermal power generation. Although the input unit 41 is a receiving circuit, it is not limited to this. The input unit 41 may be an input device such as a memory port or a keyboard. In the above embodiment, the power generation equipment 1a is a high-speed machine such as a hydraulic machine, and the power generation equipment 1b is an oil-fired power machine, but the types of the power generation equipment 1a to 1n are not limited to these. Moreover, the number of power generation facilities 1a to 1n may be arbitrary.

上記実施形態では、図５に示したステップＳ４２において、一例としてｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、数１０秒～１、２分周期である地域要求電力（ＡＲ）値が判断されるものとしたが、判断される地域要求電力（ＡＲ）値の周期は数１０秒～１、２分に限られない。また、ステップＳ４４において、一例としてｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、１、２分～数分周期である地域要求電力（ＡＲ）値が判断されるものとしたが、判断される地域要求電力（ＡＲ）値の周期は１、２分～数分に限られない。 In the above embodiment, in step S42 shown in FIG. 5, as an example, the regional demand power (AR) value with a period of several tens of seconds to 1 or 2 minutes is determined among the f2 "smoothed AR values". However, the period of the determined area demand power (AR) value is not limited to several tens of seconds to a minute or two. Further, in step S44, as an example, among the f2 "smoothed AR value", the regional demand power (AR) value with a period of 1 or 2 minutes to several minutes is determined. The period of the (AR) value is not limited to one or two minutes to several minutes.

図８に示した需給調整市場の運開後の電力需給制御システムとしては、図１８に示すように、ＥＤＣ、ＬＦＣ、ＧＦのそれぞれに対してメリットオーダーリストが存在させて、メリットオーダーに基づくエリアインバランス量の配分を行うようにしてもよい。なお、ＧＦは、発電機に備えられた周波数の自動調整機能なので、意図的に指令を与えることはない。そのため、メリットオーダーに基づくＧＦでは、系統周波数が下がればメリットオーダーに基づいて自動的に発電機の出力を上げ、系統周波数が上がればメリットオーダーに基づいて自動的に発電機の出力を下げることになる。 As an electric power supply and demand control system after the operation of the supply and demand adjustment market shown in FIG. 8, as shown in FIG. You may make it distribute the balance amount. In addition, since GF is an automatic adjustment function of the frequency provided in the generator, it does not give a command intentionally. Therefore, in GF based on the merit order, if the grid frequency decreases, the generator output will automatically increase based on the merit order, and if the grid frequency increases, the generator output will automatically decrease based on the merit order. Become.

１，１ａ～１ｎ・・・発電設備
２，２ａ～２ｎ・・・自然エネルギー発電設備
３・・・検出装置
４・・・制御装置
５・・・ＭＭＩ(マンマシンインターフェース)
７，７ａ～７ｎ・・・検出用の信号線
８，８ａ～８ｎ・・・制御用の信号線
９，９ａ・・・電力系統
９ｂ・・・他の電力系統
９ｃ・・・連系線
４１，４１ａ～４１ｎ・・・入力部
４２，４２ａ～４２ｎ・・・伝送部
４３・・・目標指令値作成部
４４・・・ＡＲ算出部
４５・・・ＡＲ平滑部
４６・・・ＡＲ配分部
４７・・・総需要算出部
４８・・・発電計画データ作成部
４９・・・リアルタイムＥＤＣ算出部
５０・・・前日需要予測計算部
５１・・・前日自然エネ予測計算部
５２…判定部 1, 1a to 1n power generation equipment 2, 2a to 2n natural energy power generation equipment 3 detection device 4 control device 5 MMI (man-machine interface)
Signal lines for detection 8, 8a to 8n Signal lines for control 9, 9a Power system 9b Other power system 9c Interconnection line 41 , 41a to 41n input unit 42, 42a to 42n transmission unit 43 target command value generation unit 44 AR calculation unit 45 AR smoothing unit 46 AR allocation unit 47 Total demand calculation unit 48 Power generation plan data creation unit 49 Real-time EDC calculation unit 50 Previous day demand forecast calculation unit 51 Previous day natural energy forecast calculation unit 52 Judgment unit

Claims (8)

電力系統における電気的な変化量を検出する検出部と、
前記変化量に基づいて地域要求電力(ＡＲ値)を算出するＡＲ算出部と、
発電機のメリットオーダーに基づいて前記地域要求電力(ＡＲ値)を配分し前記発電機ごとにＡＲ配分値を算出するＡＲ配分部と、
前記発電機のメリットオーダーに基づいて前記発電機ごとにリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ算出部と、
前記ＡＲ配分値及び前記リアルタイムＥＤＣ値から前記発電機ごとに目標指令値を作成する目標指令値作成部と、
前記発電機に前記目標指令値を伝送する伝送部と、を備えた電力需給制御システム。 a detection unit that detects an amount of electrical change in the electric power system;
an AR calculation unit that calculates a regional demand power (AR value) based on the amount of change;
an AR allocation unit that allocates the regionally requested electric power (AR value) based on the merit order of the generators and calculates the AR allocation value for each of the generators;
a real-time EDC calculation unit that calculates a real-time EDC value for each generator based on the merit order of the generator;
a target command value creation unit that creates a target command value for each generator from the AR allocation value and the real-time EDC value;
and a transmission unit that transmits the target command value to the generator. 電力系統における電気的な変化量を検出する検出部と、
前記変化量に基づいて地域要求電力(ＡＲ値)を算出するＡＲ算出部と、
発電機の出力変化速度の大きい順に前記地域要求電力(ＡＲ値)を配分して前記発電機ごとにＡＲ配分値を算出するＡＲ配分部と、
発電機のメリットオーダーに基づいて前記発電機ごとにリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ算出部と、
前記ＡＲ配分値及び前記リアルタイムＥＤＣ値から前記発電機ごとに目標指令値を作成する目標指令値作成部と、
前記発電機に前記目標指令値を伝送する伝送部と、
を備えた電力需給制御システム。 a detection unit that detects an amount of electrical change in the electric power system;
an AR calculation unit that calculates a regional demand power (AR value) based on the amount of change;
an AR allocation unit that allocates the regionally requested electric power (AR value) in descending order of output change rate of the generator and calculates the AR allocation value for each of the generators;
a real-time EDC calculator that calculates a real-time EDC value for each generator based on the merit order of the generator;
a target command value creation unit that creates a target command value for each generator from the AR allocation value and the real-time EDC value;
a transmission unit that transmits the target command value to the generator;
Power supply and demand control system with 前記リアルタイムＥＤＣ算出部は、前記発電機のメリットオーダーに基づいて前記発電機ごとにリアルタイムＥＤＣ値を算出し、さらに、前記リアルタイムＥＤＣ値に関して自エリアに並列する電源、かつ需給調整市場から調達した調整力におけるインバランス量を配分し、当該インバランス量の配分結果として前記リアルタイムＥＤＣ値を含めるようにする請求項１又は２に記載の電力需給制御システム。 The real-time EDC calculation unit calculates a real-time EDC value for each generator based on the merit order of the generator, and procures the real-time EDC value from a power supply parallel to its own area and a supply and demand adjustment market . 3. The electric power supply and demand control system according to claim 1 or 2, wherein an imbalance amount in controllability is distributed , and the real-time EDC value is included as a distribution result of the imbalance amount . 前記リアルタイムＥＤＣ算出部は、前記発電機の運転能力に応じて前記調整力における前記インバランス量を配分する請求項３に記載の電力需給制御システム。 4. The electric power supply and demand control system according to claim 3, wherein said real-time EDC calculator allocates said imbalance amount in said controllability according to the operability of said generator. 複数エリアにおける前記地域要求電力(ＡＲ値)をエリア間で跨いで融通が可能か否かを判定するＡＲ判定部を備え、
前記ＡＲ配分部は、前記ＡＲ判定部の判定結果を受けてエリア間の融通が可能であれば複数のエリア間で前記地域要求電力(ＡＲ値)を配分し、エリア間の融通が不可であれば個々のエリア内で前記地域要求電力(ＡＲ値)を配分する請求項１～４のいずれかに記載の電力需給制御システム。 An AR determination unit that determines whether or not the regionally requested power (AR value) in multiple areas can be interchanged across areas,
The AR allocation unit receives the judgment result of the AR judgment unit and distributes the regional required power (AR value) among a plurality of areas if inter-area accommodation is possible, and if inter-area accommodation is not possible 5. The electric power supply and demand control system according to any one of claims 1 to 4 , wherein, for example, the regional demand electric power (AR value) is distributed within each area. 複数エリアにおける前記インバランス量をエリア間で跨いで融通が可能か否かを判定するインバランス量判定部を備え、
前記リアルタイムＥＤＣ算出部は、前記インバランス量判定部の判定結果を受けてエリア間の融通が可能であれば複数のエリア間で前記インバランス量を配分し、エリア間の融通が不可であれば個々のエリア内で前記インバランス量を配分する請求項３に記載の電力需給制御システム。 An imbalance amount determination unit that determines whether or not the imbalance amount in multiple areas can be accommodated across areas,
The real-time EDC calculation unit receives the determination result of the imbalance amount determination unit and distributes the imbalance amount among a plurality of areas if inter-area accommodation is possible, and if inter-area accommodation is not possible 4. The power supply and demand control system according to claim 3, wherein said imbalance amount is distributed within each area. 電力系統における電気的な変化量を検出する検出処理と、
前記変化量に基づいて地域要求電力(ＡＲ値)を算出するＡＲ算出処理と、
発電機のメリットオーダーに基づいて前記地域要求電力(ＡＲ値)を配分して前記発電機ごとにＡＲ配分値を算出するＡＲ配分処理と、
前記発電機のメリットオーダーに基づいて前記発電機ごとにリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ算出処理と、
前記ＡＲ配分値及び前記リアルタイムＥＤＣ値から前記発電機ごとに目標指令値を作成する目標指令値作成処理と、
前記発電機に前記目標指令値を伝送する伝送処理と、
をコンピュータに実行させる電力需給制御用プログラム。 A detection process for detecting an electrical change in the power system;
AR calculation processing for calculating a regional demand power (AR value) based on the amount of change;
AR allocation processing for allocating the regionally requested electric power (AR value) based on the merit order of the generator and calculating the AR allocation value for each of the generators;
a real-time EDC calculation process for calculating a real-time EDC value for each generator based on the merit order of the generator;
A target command value creation process for creating a target command value for each generator from the AR allocation value and the real-time EDC value;
a transmission process for transmitting the target command value to the generator;
A program for power supply and demand control that causes a computer to execute 電力系統における電気的な変化量を検出する検出処理と、
前記変化量に基づいて地域要求電力(ＡＲ値)を算出するＡＲ算出処理と、
発電機のメリットオーダーに基づいて前記地域要求電力(ＡＲ値)を配分して前記発電機ごとにＡＲ配分値を算出するＡＲ配分処理と、
前記発電機のメリットオーダーに基づいて前記発電機ごとにリアルタイムＥＤＣ値を算出するリアルタイムＥＤＣ算出処理と、
前記ＡＲ配分値及び前記リアルタイムＥＤＣ値から前記発電機ごとに目標指令値を作成する目標指令値作成処理と、
前記発電機に前記目標指令値を伝送する伝送処理と、
をコンピュータが実行する電力需給制御方法。 A detection process for detecting an electrical change in the power system;
AR calculation processing for calculating a regional demand power (AR value) based on the amount of change;
AR allocation processing for allocating the regionally requested electric power (AR value) based on the merit order of the generator and calculating the AR allocation value for each of the generators;
a real-time EDC calculation process for calculating a real-time EDC value for each generator based on the merit order of the generator;
A target command value creation process for creating a target command value for each generator from the AR allocation value and the real-time EDC value;
a transmission process for transmitting the target command value to the generator;
A computer-implemented power supply and demand control method.
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