JP2019187099A - 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 - Google Patents

Abstract

【課題】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、プログラム及び方法を提供する。【解決手段】電力需給制御システムは、電力系統９ａにおける電気的な変化量を検出する検出装置３と、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４４と、発電機１ａ〜１ｎのメリットオーダーに基づいて地域要求電力(ＡＲ値)を配分し発電機ごとにＡＲ配分値を算出するＡＲ配分部４６と、発電機のメリットオーダーに基づいて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４９と、ＡＲ配分値及びリアルタイムＥＤＣ値から発電機ごとに目標指令値を作成する目標指令値作成部４３ａ〜４３ｎと、発電機に目標指令値を伝送する伝送部４２ａ〜４２ｎと、を備える。【選択図】図１

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

特開２００１−２３８３５５号公報

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。

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。

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。

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。

第１の実施形態の構成を示すブロック図 発電端総需要値及び発電計画データを示すグラフ リアルタイムＥＤＣ値を示すグラフ 第１の実施形態の需給調整処理のフローチャート 第１の実施形態のＡＲ配分処理のローチャート 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 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 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 第１の実施形態のＡＲ配分部のブロック図 第１の実施形態のＡＲ配分部のブロック図 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 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 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 第２の実施形態による２エリア連系を示すイメージ図 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 第２の実施形態によるＬＦＣを行う際のフローチャート 第２の実施形態によるＥＤＣを行う際のフローチャート 他の実施形態のブロック図

（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。

（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。

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）

（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。

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。

（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。

（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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

［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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

＜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。

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。

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。

（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。

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。

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。

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)。

＜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。

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。

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。

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。

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)。

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。

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。

＜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。

＜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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

＜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。

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)。

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)。

［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。

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。

（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。

（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。

（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。

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。

(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)。

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)。

(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)。

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)。

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。

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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

［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。

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)。

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。

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)。

［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。

（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。

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。

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。

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。

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

Claims (11)

1. 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、
   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。
2. 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。
3. 電力供給における電力系統の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比に応じ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。
4. 前記リアルタイムＥＤＣ算出部は、発電機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請求項１〜３のいずれかに記載の電力需給制御システム。
5. 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インバランス量を配分する請求項４に記載の電力需給制御システム。
6. 運用データから発電計画データを作成する発電計画データ作成部と、
   前記発電機の現在出力を取り込んで発電端総需要を算出する発電端総需要算出部と、を備え、
   前記リアルタイムＥＤＣ算出部は、前記発電端総需要から前記発電計画データを減算し前記ＡＲ配分値を加算して前記リアルタイムＥＤＣ値を算出する請求項１〜５のいずれかに記載の電力需給制御システム。
7. 前記ＡＲ配分部は、前記発電機における発動までの応答時間に応じて前記地域要求電力(ＡＲ値)を配分する請求項１〜６のいずれかに記載の電力需給制御システム。
8. 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１〜７のいずれかに記載の電力需給制御システム。
9. 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１〜８のいずれかに記載の電力需給制御システム。
10. 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、
    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、
    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。
11. 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、
    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、
    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。

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